Schaliegas, beheersing van de risico s voor ons grondwater

Delft University of Technology

Schaliegas, beheersing van de risico’s voor ons grondwater Prof. dr. ir. T.N. Olsthoorn Delft, 24 december 2013

In opdracht van de VEWIN

i

Schaliegas, Beheersing van de risico’s voor ons grondwater door

Prof. dr.ir. T.N. Olsthoorn (In opdracht van de VEWIN) Delft University of Technology, CITG, Dec. 2013 Postbus 5048 2628 CN Delft The Netherlands 06-20440266

Delft, 15 December 2013

ii

iii

Inhoud Samenvatting en conclusies

1

1 Doel en reikwijdte van de rapportage

4

2 Beoordeling risico’s grondwater uit WBAF (2013)

5

3 Productie van schaliegas in de VS

6

4 Vóórkomen van schaliegas in Nederland

8

5 Het winnen van schaliegas

11

6 Impact van schaliegaswinning in Nederland

14

7 Behandeling van de risico’s in WBAF (2013)

16

7.1 Indeling van de risico’s

16

7.2 Beheersing van de risico’s

16

7.3 Borging van de maatregelen

17

7.4 Behandeling van de risico’s voor het grondwater in WBAF (2013)

17

1.1.1 Rode lijn in het rapport van WBAF (20130

17

1.1.2 Ervaring in Nederland

18

1.1.3 Risico grondwaterverontreiniging

19

8 Zorgpunten waterleidingsector

25

8.1 Positierapport schaliegas Vitens (2013)

25

8.2 Doorboren beschermende lagen

25

8.3 Risico optreden aardbevingen

26

8.4 Cumulatieve risico’s bij grootschalige schaliegaswinning

27

8.5 Morsen en lekken van chemicaliën van verontreinigd water op de boorlocaties 27 8.6 Thermische verontreiniging door convectie

27

8.7 Verwerken afvalwater

28

8.8 Migratie van fracking vloeistof

28

8.9 Afsluiten van putten aan het einde van hun economische leven

28

8.10 Monitoring grondwater op gebruikte fracking chemicaliën en ander afvalwater aanwezig op de winplaats 28 8.11 Toezicht en afstemming regelgeving

29

8.12 Onvoldoende waarborgen in huidige mijnbouwwet

29

9 Het onderzoek van de EPA

30

9.1 Structuur van het onderzoek

30

9.2 De inhoudelijke aspecten van het EPA onderzoek

33

9.3 Transparantie ten aanzien van de chemicaliën die bij hydraulic fracturing worden gebruikt 33 9.4 Injectie van afvalwater

iv

35

9.5 Migratie van vloeistoffen en gas

35

9.6 Flowback en geproduceerd water

36

9.7 Behandeling van het afvalwater en lozing

36

9.8 Environmental justice

37

9.9 Afvalwater

37

10 Het rapport van het Tyndall Centre (2011)

39

11 Risico’s volgens Halliburton (2011)

42

Deel 2, Analyse

44

12 Schalie-eigenschappen en schaliegasproductie kwantitatief

45

12.1 Schaliegas uit de Posidonia-‐laag

45

12.2 Eigenschappen van de Nederlandse schalie

47

13 integriteit van de put 13.1 Maken van het boorgat, wijze van boren

51 51

13.2 De essentie van de annulaire ruimte tussen de verbuizingen voor de bewaking van de integriteit van de put 52 13.3 Blow-‐outs

56

13.4 Corrosie en afsluiten van de put

56

14 Risico’s verontreiniging grondwater

58

14.1 Boorgruis

58

14.2 Lekkage naar het grondwater

60

14.3 Lek vanuit fracturen (scheuren)

60

14.4 Migratie van fracking vloeistof

62

14.5 Gasmigratie

63

14.6 Gaslekkage vanuit de put

67

14.7 Afvalwater (flowback en productiewater)

67

14.8 Aardbevingen

69

14.8.1 Tijdens boren en fracken

69

14.8.2 Tijdens de exploitatie

69

14.8.3 Bij injectie van afvalwater

69

15 Wet- en regelgeving

71

16 Punten voor de hoorzitting Tweede Kamer, op 19 september 2013

73

17 Reactie op zorgen drinkwater Vitens bij proefboring schaliegas (Trouw 6-042013) 76 18 Literatuurverwijzingen

80

v

Samenvatting en conclusies Schaliegaswinning in een industriële activiteit met aanzienlijke invloed op het landschap door aanleg van infrastructuur met boorlocaties en boortorens die overlast veroorzaken door geluid en licht gedurende de vele maanden dat er dag en nacht op en rond het boorplatform wordt gewerkt. Schaliegaswinning, met name het fracken (aanbrengen van scheuren in de schalielaag) gaat ook gepaard met veel zwaar vrachtverkeer. Om de beheersbaarheid van de risico’s van exploratie en winning van schaliegas voor Nederland vast te stellen voerde het consortium van de adviesbureaus Witteveen en Bos, Arcadis en Fugro (2013) in opdracht van de regering een onderzoek uit, waarin 55 na consultatieronden opgestelde vragen één voor één worden beantwoord in evenzovele achtergrondnotities en een samenvattend rapport. Dit rapport kwam op 26 augustus 2013 uit en werd op dezelfde dag door minister Kamp naar de Tweede Kamer gezonden, vergezeld door een begeleidende brief waarin hij de conclusies samenvatte (Kamp, 2013). Doel van voorliggend rapport is het onderzoek van Witteveen en Bos, Arcadis en Fugro (zie literatuurverwijzingen), te toetsen op gevolgen voor het grondwater als bron voor ons drinkwater en te bezien of de onderkende risico’s beheersbaar zijn. Het rapport van Witteveen en Bos, Arcadis en Fugro (2013) wordt verder afgekort tot WBAF (2013). Naast directe risico’s voor het grondwater spelen risico’s voor milieu, die minder zichtbaar zijn, maar evengoed leiden tot zorg voor het water en het grondwater: luchtverontreiniging en waterverontreiniging. In dit rapport gaat het om de risico’s van de keten van de schaliegaswinning voor het water, met name het grondwater dat voor de drinkwaterwinning essentieel is, en toch ook het milieu, want dat raakt vaak ook het water. De keten van de schaliegaswinning omvat 1) inrichting van boorlocaties, 2) de boorfase (8 tot 10 boringen per locaties), 3) het fracken (ca. 20 fracturen per boring), 4) de productie gedurende ca. 25 jaar, 5) de uiteindelijke ontmanteling en 6) nazorg gedurende 30 jaar na afloop van de exploitatie. Wat betreft grondwater gaat het daarbij voornamelijk om de gebieden waarin waterleidingbedrijven opereren die nagenoeg geheel of grotendeels van grondwater afhankelijk zijn als bron voor het drinkwater. Dit betreft met name Vitens, Brabant Water, Oasen, Waterleidingmaatschappij Limburg en Waterleidingmaatschappij Drenthe. Zij beschikken samen over ruim 160 grondwaterpompstations, waarvan een aantal in gebieden waaronder potentieel exploiteerbare schaliegaslagen aanwezig zijn. In Nederland komen nl. twee schalielagen voor exploitatie in aanmerking, 1) de ca. 30 m dikke Posidonia-schalie, gevormd gedurende het Jura tijdperk, diepte tussen 2000 en 3500 m in de Centrale Slenk tussen Den Haag en Eindhoven, met “sweet spot” rond Boxtel, en 2) de ca. 50 m dikke Geverik-laag uit het veel oudere Carboon, met name aanwezig in het noorden van Nederland, met vermoedelijke “sweet spot” in de Noordoostpolder, op diepten tot 3000 en 4500 m. Vitens heeft alleen al 106 pompstations waarvan er 30 vallen binnen het gebied van de Geverik-laag (Vitens, 2013). Het gebied van Brabant Water (geheel Noord Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 1

Brabant) en Oasen (Zuid-Holland) overlapt grotendeels, maar niet geheel met dat van de Posidonia-schalie (zie Figuur 2 op blz. 6). Voorts komt de Geverik-laag voor onder grote delen van de provincie Limburg, het gebied van de Waterleiding Maatschappij Limburg. In dit rapport wordt uitgebreid stil gestaan bij de eigenschappen van de Posidoniaschalie. Deze waren beschikbaar in verschillende rapporten en bepalen, onder andere, de te gebruiken chemicaliën om de frack vloeistof de gewenste eigenschappen te bezorgen. Enige diepgang verschafte ook veel inzicht, met name in de kwantiteit van de verwachte productie en de variabelen die daarbij essentieel zijn. Praktisch geen informatie is gevonden over de precieze eigenschappen van de Geverik-laag, noch in WBAF (2013), noch in andere rapporten over schaliegas. Er bestaan evenwel boorkernen van deze laag, maar vermoedelijk is er nog geen uitgebreide analyse uitgebracht over de te verwachten opbrengst, zoals dat is gedaan voor de Posidonia-laag (Janzen, 2012, Halliburton, 2011). Hoewel de Geverik-laag geologisch dezelfde is als de Bowland shale in het VK, valt niet op voorhand te zeggen dat de eigenschappen aan beide zijden van de Noordzee overeenkomen. Er zijn proefboringen nodig om de eigenschappen van de Geverik-laag nader te kunnen bepalen. Het ontbreken van kennis van de Geverik-laag blijft dus een gemis in voorliggend rapport. Aan de hand van de rapporten van WBAF (2013), informatie van Vitens (Positierapport Schaliegas Vitens, 2013 en het interview in Trouw, april 2013, zie interview in hoofdstuk 17 op pagina 76), het onderzoek van de EPA naar de gevolgen van schaliegaswinning voor het drinkwater, het Tyndall (2011) rapport en het Halliburton (2011) rapport is gepoogd de risico’s van schaliegaswinning voor het grondwater op een rij te krijgen en te beoordelen. Dit is gedaan in de genoemde volgorde. Met andere woorden, er is geen nieuwe lijst van de risico’s opgesteld, maar een beschrijving gemaakt met een beoordeling van de eerder genoemde. Risico’s die niet van belang zijn voor het grondwater, direct of indirect via het milieu, zijn zoveel mogelijk buiten beschouwing gelaten. De overkoepelende conclusie van voorliggend rapport is, dat schaliegaswinning in principe veilig zal zijn voor het drinkwater, onder de voorwaarde dat maatregelen worden genomen die de zorgpunten van de sector adequaat wegnemen. Dat vergt in elk geval openheid over de gebruikte chemicaliën en monitoring die start voorafgaand aan het boren en wordt voortgezet tot en met de nazorgperiode (30 jaar na het voorgoed sluiten de putten). Het vergt ook optimalisatie van de regelgeving en het borgen van de zogenoemde “best-practices”. Een belangrijk punt van aandacht is dat ook kleine risico’s vanzelf groot worden bij grootschalige uitrol van de schaliegaswinning. Het grote aantal verkeersbewegingen waarbij voortdurend vele tonnen chemicaliën en afvalwater worden vervoerd is hiervan een duidelijk voorbeeld. Een aantal aspecten vergt bijzondere aandacht. Dit betreft met name de verwerking van het boorgruis en het afvalwater. Het afvalwater bestaat uit 1) flowback water, 2) overgebleven boorvloeistof en 3) mee geproduceerd water dat zeer zout kan zijn. Het is op dit moment niet goed denkbaar hoe grote hoeveelheden zout, en deels toxisch formatiewater, adequaat en economisch verwerkt kunnen worden zonder verdunde lozing op zee of injectie in de bodem. Injectie in oude olie- en gasvelden lijkt het enig werkbare alternatief, zoals dat in de VS gebruikelijk is. WBAF (2013) meent dat dit in 2

Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

Nederland niet mag, maar het gebeurt al binnen en tussen bestaande producerende velden. Dus waarom niet straks ook als onderdeel van de toekomstige schaliegaswinning in Nederland? Echter, juist de injectie van afvalwater heeft in de VS een aantal keer tot aardbevingen geleid, waarvan de sterkste in Oklahoma, met kracht van ruim 5 op de schaal van richter. Het verwerken van het boorgruis en het afvalwater van de schaliegaswinning zijn in feite open einden in het rapport van WBAF (2013). In dat rapport wordt wel verwezen naar een “erkend afvalverwerker” of “verwerkingsinstallatie” die dit aan zou moeten kunnen en waarheen dit boorgruis en afvalwater getransporteerd zou moeten worden, maar een verwerker of installatie die hiertoe economisch in staat is bestaat vermoedelijk niet. Op dit punt is van tevoren onderzoek noodzakelijk. Momenteel voert de EPA een uitgebreid onderzoek uit naar de mogelijke gevolgen van schaliegaswinning voor drinkwaterputten. Dit onderzoek is groots opgezet en wordt pas in 2014 opgeleverd en gepubliceerd. De conclusie uit voorliggend rapport is, dat we in Nederland niet te snel moeten roepen dat schaliegaswinning geheel beheersbaar of beheerst is, zolang de EPA er zelf niet uit is. Aan de andere kant is het wel zo dat de regels in Nederland een stuk strenger zijn dan in verschillende (niet per se alle) deelstaten van de VS. Desalniettemin zijn ook in Nederland niet alle risico’s door regelgeving afgedekt. Een belangrijk punt van aandacht is ook de afwerking van de schaliegasputten aan het eind van hun economische levensduur. De nazorgperiode is nu 30 jaar. De voorgeschreven afdichting is echter niet volledig. Het is aan te bevelen om dit wel voor te schrijven om lekkage in de toekomst via deels weggecorrodeerde verbuizingen te voorkomen. Dit is te motiveren vanuit de optiek dat de drinkwaterwinning niet in 25 of 50 jaar wordt afgeschreven, zoals een olie- of gasput, maar ook voor toekomstige generaties gewaarborgd dient te worden, zelfs honderden jaren na nu, dus lang na verstrijken van de wettelijk voorgeschreven nazorgperiode van 30 jaar.

Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 3

1 Doel en reikwijdte van de rapportage Het voorliggende rapport heeft tot doel de risico’s voor het grondwater te beschouwen die verbonden zijn de volledige keten van de schaliegaswinning, d.w.z. 1) de inrichting boorlocaties, 2) het boren, 3) het fracken, 4) het produceren, 5) het uiteindelijke “ontmantelen” en verlaten van de put en 6) de nazorg gedurende 30 jaar. Zaken die geen directe invloed op de kwaliteit of de kwantiteit van het grondwater hebben worden niet beschouwd tenzij zij nodig zijn voor het begrijpen van de problematiek. Eén van de zaken die verder buiten beschouwing worden gelaten is extra luchtverontreiniging die samenhangt met schaliegascyclus. Ook wordt niet ingegaan op gevolgen voor de nationale uitstoot van CO2. Winning van steenkolengas wordt door WBAF (2013, p40) onhaalbaar geacht in Nederland als gevolg van de geringe dikte van deze lagen. De steenkolengaswinning wordt daarom eveneens verder buiten beschouwing gelaten.

4


2 Beoordeling risico’s grondwater uit WBAF (2013) Witteveen en Bos, Arcadis en Fugro beantwoorden in hun rapportage (WBAF, 2013) de 6 hoofdvragen en 55 onderzoeksvragen die zijn gesteld door de regering. Deze lijst vragen is tot stand gekomen na zeven consultatierondes waarin de problematiek met burgers, bedrijven, regionale en nationale belangenorganisaties, overheden en belanghebbenden in kaart werd gebracht. EZ heeft alle partijen gelegenheid gegeven om hun vragen over opsporing en winning van schaliegas te formuleren. De reikwijdte van het onderzoek stond daarbij van tevoren vast: beheersbaarheid van de schaliegaswinning. EZ heeft de vragen vervolgens samengebracht en gecategoriseerd. Het onderzoek is begeleid door een klankbordgroep die tijdens het proces viermaal bijeen kwam, voor het laatst in juli 2013. Het definitieve rapport, hier steeds afgekort tot WBAF (2013), kwam uit op 26 augustus 2013 en werd met een begeleidende brief van minister Kamp aangeboden aan de Tweede Kamer en gepresenteerd aan de pers (zie referentielijst onder Kamp voor de verwijzing naar de tekst). Op 19 september vond een hoorzitting plaats in de Tweede Kamer waarin deskundigen van verschillende pluimage, nl. a) bestuurders, b) wetenschappers en c) belanghebbenden) waren uitgenodigd om vragen van Tweede Kamerleden te beantwoorden (zie voor de ingebrachte punten hoofdstuk16 op bladzijde 73). Op dezelfde dag heeft minister Kamp de definitieve beslissing over het vergunnen van schaliegas (proefputten) met minimaal een jaar uitgesteld om te bezien hoe deze industriële ontwikkeling met ruimtelijke implicaties verantwoord in een landelijke structuurvisie kan worden ingepast. Het hoofdrapport en de bijlagenrapporten omvatten bij elkaar naar schatting 500 pagina’s. Veel van de vragen zijn echter niet direct van belang voor de drinkwatervoorziening. Dit rapport dient zich met name op het drinkwaterbelang te richten, waarbij zonodig het milieubelang wordt meegenomen. Het rapport van Witteveen en Bos, Arcadis en Fugro (WBAF, 2013) is bedoeld om de beheersbaarheid van veronderstelde en onderkende risico's in te schatten, en zo mogelijk te kwantificeren, voor zover die verbonden zijn met exploratie naar, en het zo mogelijk op grote schaal winnen en opwerken van schaliegas.


3 Productie van schaliegas in de VS De productie van schaliegas in de VS is groot en blijft groeien, maar het aandeel dat schaliegas uitmaakt van de totale energieconsumpties van de VS, stijgt van een schamele 1% in 2008 tot een bescheiden 5% in 2035. Het maakt de VS daarmee niet onafhankelijk van het buitenland zoals vaak wordt beweerd. De toename van de bijdrage van vernieuwbare energie aan het totale verbruik zal tussen groeit in diezelfde periode van 4% naar 11% (Tyndall, 2011). Figuur 1 geeft het verloop van het opgetreden en verwachte gebruik van primaire energie in de VS.

Figuur 1: Productie van schaliegas i de VS ten opzichte van andere energiebronnen (Tyndall, 2011)

Wat het Department of Energy and Climate Change van het VK betreft, geldt zolang er in het VK nog geen ervaring is met schaliegas, er geen betrouwbare indicatoren bestaan voor de te verwachten opbrengst (Tyndall, 2011). Dit geldt evenzo voor Nederland, dat evenmin ervaring heeft met schaliegaswinning (Kamp, 2013). De winbare voorraden blijven tot nu toe schattingen, die straks mogelijk deels moeten terug geschroefd wegens strengere milieuwetgeving dan in de VS. Ook blijken proefboringen vaak tot aanzienlijke aanpassingen van eerdere schattingen te leiden. Zo zijn recentelijk de schattingen van het VK naar boven bijgesteld en die in Polen naar beneden. Voor Nederland is het allereerst afwachten wat proefboringen zullen opleveren. Het is op voorhand niet zeker dat schaliegaswinning in Nederland rendabel zal zijn (Kamp, 2013). Shell heeft zich in 2013 teruggetrokken uit de schaliegaswinning in de VS, nadat het 17 miljard Euro daaraan had verloren (NOS journaal, nov. 2013). Anderzijds zet het groots in op schaliegaswinning in de Oekraïne (NOS journaal, begin 2013). Kortom er in het nieuws volgen tegenstrijdige berichten elkaar met korte tussenpozen op. Anderzijds nemen de wereldwijd geraamde voorraden schaliegas nog elk jaar toe en overstijgen die inmiddels die van het conventionele aardgas (UDO, 2012). In de VS is het geld dat landeigenaren vangen een belangrijke factor in het beschikbaar krijgen van werken boorlocaties. Datzelfde principe blijkt in Nederland ook te werken voor windmolens in de Noordoostpolder. Ook in het VK wordt voorgesteld om lokale gemeenschappen te laten meedelen in de opbrengsten, 100 000 6 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

pond per gemeenschap + 1% van de opbrengst (BBC, 27 Juni 2013). Overigens noemde dhr. Willem Jan Atsma (van Nederland Schaliegasvrij) tijdens de hoorzitting in de Tweede Kamer op 19 september 2013, dat het betalen van landeigenaren in de VS leidt tot het verzwijgen van incidenten, al dan niet onder druk van de zwijgplicht die grondeigenaren in het contract met de exploitant doorgaans wordt opgelegd, en zich uitstrekt tot in volgende generaties. Het is duidelijk dat het laten meeprofiteren van landeigenaren met het oog op milieu complexer is dan het op het eerste gezicht lijkt.


4

Vóórkomen van schaliegas in Nederland

In tegenstelling tot conventioneel aardgas, zit het zogenoemde schaliegas niet geconcentreerd bij elkaar in een of meer “bellen” in poreuze, doorlatende zandsteen; het zit opgesloten in slecht doorlatend schaliegesteente, waarin het ook ooit is gevormd. In Nederland komen twee schalieformaties voor gaswinning in aanmerking: De Posidonia-laag 30 tot 50 m dik op 2 tot 3.5 km diepte gevormd 170 miljoen jaar geleden tijdens het Jura tijdperk (Jura: 145-200 miljoen jaar geleden). De Geveriklaag ca. 50 m dik tot 4.5 km diep. Hij is 320 miljoen jaar geleden gevormd tijdens het Carboon (Carboon: 300-360 miljoen jaar geleden). De Posidonia-laag bevindt zich in de zuidelijke helft van het land tussen in 40tot 20 m brede strook tussen Den Haag en Eindhoven. De laag ligt binnen de Central Slenk. Omdat de lagen in de Centrale Slenk in de loop van de tijd zover zijn gezakt, is de Posidonia daar nooit weggeërodeerd. De Geverik-laag is 150 miljoen jaar ouder en wordt aangetroffen in het zuiden, noorden en oosten (Figuur 2). De lagen lopen onder de Noordzee gewoon door. De figuren met de ligging van de Geverik-laag uit twee recente publicaties van TNO (Zijp en Bergen 2012, en Zijp 2012) verschillen totaal wat betreft het voorkomen en de verbreiding van de Geverik-laag. Blijkbaar bestond er tot voor kort nog onduidelijkheid over de precieze ligging. Figuur 2 geeft het nu algemeen gebruikte kaartje weer.

Figuur 2 Voorkomen van schaliegas in Nederland (Zijp, 2012)

8


Figuur 3: Voorkomen schaliegas in Nederland, concessiegrenzen, beoogde boorlocaties, schaliegasvrije provincies en gemeentes (bron: Nederland Schaliegasvrij, website, dec 2013)

TNO (Zijp, 2012) schat de totale winbare voorraad schaliegas in Nederland op 200500 miljard m3. Dit is het artikel waar Minister Kamp (2013) aan refereert. UDO (2012) schat de Nederlandse schaliegasvoorraad op 480 miljard m3 en ons totale verbruik (consumptie + export) op 79 miljard m3. Ons binnenlands verbruik varieert al jaren tussen de 40 en 50 miljard m3 (45 miljard m3/a volgens Kamp, 2013). UDO (2012) geeft 1390 miljard m3 op voor onze totale conventionele gasreserves per 2011. Dat is bij ongewijzigde consumptie en export een voorraad voor ongeveer 20 jaar, waaraan het schaliegas hoogstens 6 jaar toevoegt. Intussen zijn de winbare hoeveelheden schaliegas nog onbewezen. Proefboringen zijn nodig om deze schatting van 200 tot 500 miljard m3 te bevestigen. Frank de Boer, directeur Cuadrilla Resources BV, meldde tijdens de hoorzitting van de Tweede Kamer op 19 september 2013, dat 3 proefboringen nodig zijn om de potentie van beide lagen te bepalen. De heterogeniteit van de ondergrond maakt ook de straks bijgestelde verwachtingen uit zulke boringen onzeker, maar zij worden wel gepland in zogenoemde “sweet spots” in Haaren in Noord-Brabant, Posidonia-laag, en bij Emmeloord in de Noordoostpolder, Geverik-laag, waar de kans op succes het grootst is. De huidige schattingen van de Nederlandse voorraad schaliegas zijn gebaseerd op de informatie die uit eerdere boringen door de bewuste lagen is verkregen, nog voordat ooit van de winning van schaliegas sprake was. Ergo, een betere schatting krijgen we pas nadat proefboringen zijn gezet en gericht onderzoek is uitgevoerd.


Gemeente Boxtel verleende aan Cuadrilla Resources BV vergunning voor het inrichten van een proefboorlocatie. Deze werd echter op 25 oktober 2011 door de rechter in 's Hertogenbosch als onrechtmatig beoordeeld, waarop Cuadrilla Resources BV de aanvrage introk (www.CuadrillaResources.nl). Op de dag van de hoorzitting van de Tweede Kamer, 19 september 2013, besloot minister Kamp elke proefboring met anderhalf jaar uit te stellen om de gehele schaliegaswinning onder te kunnen brengen in een toekomstige structuurvisie, waarmee hij het debat en de beslissingen naar het nationale niveau tilde. De vraag is wat beheersbaarheid in de praktijk betekent. Op deze vraag geeft Halliburton (2011) een helder antwoord. Een team van Halliburton experts evalueerde in opdracht van EBN hoe het concessiegebied 8c in Noord Brabant zou moeten worden ingericht om Schaliegas te winnen, en wat dit zou opleveren. Het is een spannend inhoudelijk rapport waarin veel fraaie technologie van de olie-industrie wordt getoond. Ook de uitwerking is bijzonder geavanceerd.

10 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

5

Het winnen van schaliegas

Figuur 4 geeft een beeld van de schaliegasputten, waarvan er meerdere van elke boorplaats neerdalen. De figuur toont verder de parallel in de schalielaag op diepte aangebrachte horizontale trajecten met, loodrecht daarop de, gevormde scheuren.

Figuur 4: Overzicht van schaliegaswinning met inkijk in de ondergrond. Op maaiveld de boorlocaties. Van elke locatie vertrekt een aantal boringen langs een gepland traject. Zij buigen kort boven de beoogde schalielaag horizontaal en worden dan nog in de schalielaag over ca. 1.5 km voortgezet. Alle horizontale strengen liggen in de richting van de kleinste normaal spanning zodat de scheuren zich loodrecht op de strengen vormen. De parallelle scheuren zijn eveneens in de figuur aangegeven. Voor Nederland zal de diepte tussen 2000 en 4500 m liggen (meest waarschijnlijk ca. 3000-3500 m). De scheuren komen om de ca. 65 m en zijn ca. 30 m hoog en 200 m breed. De afstand tussen twee parallelle strengen op diepte zal ca. 400 m zijn. Het aantal boringen per locaties zal 8 tot 10 zijn.

In elk horizontaal traject, het feitelijke productietraject van de put, wordt met de techniek van het “fracken” om de ca. 60 m een verticale scheur gemaakt van ca. 30 m hoog en 200 m breed, welke ook in Figuur 4 zijn aangegeven. Zo’n scheur is maximaal ca. 1 cm breed, (Halliburton, 2011). De scheuren maken het voor het gas mogelijk uit de schalie te stromen en de put te bereiken. Om een gevormde scheur open te houden wordt er tijdens het fracken zand of een vergelijkbaar materiaal meegepompt, de zogenoemde proppant. Aan het water dat bij het fracken wordt gebruikt worden verschillende chemicaliën toegevoegd om dit proces goed te laten verlopen. De chemicaliën hebben onder andere tot doel de viscositeit af te stemmen op de vereiste scheurbreedte, de gekozen proppant en de afstand waarover deze proppant de scheur in moet worden gepompt (Halliburton, 2011). Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 11

Om schaliegas te kunnen winnen moet je er vlakbij komen, vandaar dat de schalie vlakdekkend moet worden doorboord en gefrackt zoals hiervoor beschreven. Dit impliceert dat in gebieden waar schaliegaswinning op grote schaal plaats vindt, zoals in Pennsylvania en Texas in de VS, het landschap is bezaaid met winlocaties (zie o.a. Vitens 2013, waarin de ervaringen van een studiereis door Vitens aan de USA zijn beschreven). Het aantal locaties zal in Nederland worden beperkt door vanaf dezelfde bovengrondse plek 8 tot 10 putten te boren in verschillende richtingen. Hierdoor wordt per boorlocatie ondergronds een gebied bestreken van ca. 4 bij 4 km (Figuur 6). Voor het gebied rond Boxtel ter grootte van 25 bij 25 km zou dat neer komen op ca. 73 winlocaties zoals aangegeven in Figuur 6 en opgenomen in Tabel 1 (Halliburton, 2011). In de ontworpen configuratie blijven de putten minimaal 100 m weg van bekende geologische breuken. De configuratie minimaliseert voorts de benodigde putlengte bij maximale winning, terwijl tevens stedelijke gebieden, natuurgebieden en grondwaterbeschermingsgebieden zijn vermeden door verschuiven van boorlocaties ten koste van meer boorlengte. Het geoptimaliseerde Halliburton scenario nr. 5 in Tabel 1 omvat in totaal 611 boringen, totale lengte van bijna 3400 km, waarvan 1180 km horizontaal, waarin 18000 keer moet worden gefrackt om er evenzovele scheuren in aan te brengen, elk ongeveer 30 m hoog en 200 m breed. Dit is vlakdekkende winning. Voor heel Nederland, in potentie ca. 25% van het landoppervlak, gaat het uiteraard om een veelvoud hiervan. Om de boringen te kunnen realiseren, te kunnen fracken, en vervolgens het gas te kunnen opvangen, te winnen, te transporteren, op te werken en te distribueren is uiteraard veel infrastructuur nodig: boorlocaties met aanvoer en afvoerwegen, leidingen en een opwerkfabriek. Hiernaast gaat het om de werkzaamheden zelf, het klaarmaken van locaties, aanleggen en bouwen. Het boren met zijn boorwater en boorgruis, het fracken, 20 keer per put, éénmalig, het aanvoeren, opwerken en opvangen van water bij het fracken en het opvangen en verwerken van mee geproduceerd water en condensaat (diverse fracties olie). Alles bijeen vormt dit een veelheid van activiteiten die inherent onderdeel zijn van het winnen van schaliegas, en waaraan verscheidene risico's verbonden zijn, naast de directe beïnvloeding van het landschap. Vanuit de optiek van dit rapport wordt met name aandacht geschonken aan de risico's die de kwaliteit van het grondwater en deels tevens het oppervlaktewater bedreigen.


Tabel 1: Overzicht van de scenario’s uitgewerkt uit Halliburton (2011) voor het gebied van 25x25 km rond Boxtel. Het geoptimaliseerde scenario is Nr. 5. Het omvat 73 winlocaties (8-10 putten per locaties, 611 in totaal), 3372 km boring en 1179 km producerende horizontale lengte in de schalielaag


6

Impact van schaliegaswinning in Nederland

Schaliegas is methaan, hetzelfde als het aardgas uit Slochteren. In tegenstelling tot conventioneel gas, is schaliegas alleen winbaar nadat het gesteente, de schalielaag, is open gebroken door middel van het zogenoemde fracken (kraken), zodat het gas vervolgens over een afstand van hoogstens enkele tientallen meters naar de gevormde scheuren hoeft te stromen die bij het fracken zijn ontstaan, en open blijven door het daarbij ingepompte zand. Via deze scheuren stroomt het gas naar de put, en via de put naar het maaiveld, waar het zal worden opgevangen, via leidingen naar een speciaal daarvoor te maken fabriek gestuurd, waarin het wordt opgewerkt alvorens het via het nationale gasnet kan worden gedistribueerd. Boren, fracken, winnen, transporteren, opwerken en distribueren vergt een industriële infrastructuur van een aanzienlijke omvang. Omdat dit aardgas feitelijk in de schalielaag vast zit door adsorptie en de zeer kleine doorlatendheid, moet voor een uitputtende winning op veel plaatsen worden geboord, gemiddeld een boorstelling per 5 km. Het Amerikaanse bedrijf Halliburton heeft in opdracht van EBN een rapport opgesteld waarin schaliegaswinning wordt uitgewerkt voor een gebied van 25x25 km tussen s’ Hertogenbosch en Eindhoven, grofweg rond Boxtel (Figuur 5).

Figuur 5: Gebied rond Boxtel (25x25 km tussen ’s Hertogenbosch en Eindhoven) met bekende geologische breuken, waarvoor Halliburton (2011) in opdracht van EBN scenario’s heeft uitgewerkt voor schaliegaswinning (uit EBN 2013). Het gebied valt binnen de Centrale Slenk (gekleurd).


Figuur 6: Layout van de geprojecteerde putten vanuit 67 boorlocaties in de regio tussen 's Hertogenbosch en Eindhoven (Halliburton, 2011). Hetzelfde gebied als in Figuur 5.

Figuur 6, overgenomen uit Halliburton (2011) geeft een beeld van de positie van de putten volgens een geoptimaliseerd ontwerp (nr. 5, zie Tabel 1). Het gaat daarbij om 73 boorlocaties met elk 8 tot 10 putten, van waaruit eerst verticaal maar dan horizontaal wordt geboord om te eindigen in horizontale putten van gemiddeld 1800 m lengte op een diepte van ca. 3.1 km. Vanuit al deze buizen wordt de Posidonia-laag om de ca. 68 m gekraakt, waarbij de laag verticaal scheurt over een hoogte van ca. 30 m en een breedte van ca. 200 m. Dat zijn 18000 fracking operaties. De scheuren ontstaan daarbij loodrecht op de putten omdat deze zijn gelegd in de richting van de kleinste horizontale grondspanning. In de Centrale Slenk door de provincie Brabant is die minimum spanning ZW-NO gericht. Dit komt omdat de Peel- en Feldbissbreuken, die de slenk flankeren en zich tektonisch van elkaar verwijderen juist in NW-ZO richting verlopen. Vandaar dat alle putten in een specifieke richting zijn gepland.


7

Behandeling van de risico’s in WBAF (2013)

7.1 Indeling van de risico’s De 55 vragen die WBAF (2013) afzonderlijk beantwoorden zijn in te delen volgens: • • • • • •

Effecten van het watergebruik Processen en effecten in de ondergrond. Emissies van Afvalstoffen Mechanische effecten aan het oppervlak Regelgeving met betrekking tot veiligheid Kennislacunes

Een flink deel van de vragen die onder deze aspecten zijn gerangschikt blijkt van ondergeschikt belang voor het grondwater. Die worden hierna niet verder behandeld. De risico’s die WBAF (2013) beschrijven voor milieu en grondwater zijn: 1) bodembewegingen (zetting en aardbevingen), 2) beslag op watergebruik, 3) chemicaliën in de fracking vloeistof, 5) accumulatie van veiligheidsrisico’s door het grote aantal verwachte schaliegasputten ten opzichte van conventionele putten. Deze aspecten komen wel in dit rapport aan de orde. Kennislacunes vormen eveneens een risico factor. Deze leiden er bijvoorbeeld toe dat maatregelen nog niet in wetgeving zijn verankerd. Het aanpassen van de regelgeving aan de stand van de technieken en methoden die bij grootschalige schaliegas-operaties aan de orde zijn dient feitelijk met spoed te gebeuren, nog voordat de eerste locaties worden ingericht. De huidige regelgeving stamt nog uit de tijd dat nog nooit iemand van schaliegaswinning had gehoord (zie ook sectie 1, pagina 76ff). Het stukje over kennislacunes (WBAF, 2013, p26) laat zien dat hier nog het nodige werk valt te verzetten. Het is goed wanneer de waterleidingbedrijven kritisch meekijken bij het invullen ervan (Positierapport Schaliegas, Vitens, 2013).

7.2 Beheersing van de risico’s Vanuit de optiek van beheersing van de verschillende processen gaat het om maatregelen om: a. schade aan de drinkwater bronnen voorkomen. b. om ongelukken te herkennen c. om schade die ontstaat of is ontstaan in te dammen en zo mogelijk volledig op te heffen. Maatregelen die tot doel hebben om ongelukken voorkomen betreffen: 1. Regelgeving 2. Zonering, ruimtelijke ordening 3. Toepassing van beste praktijkmethoden (best practices) a. Beste praktijkmethoden b. Geschikte materialen c. Gekwalificeerd, getraind en geïnstrueerd personeel 4. Handhaving a. Door overheid b. Door bedrijf c. Verplichte en onmiddellijke rapportages 16 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

5. Verantwoordelijkheid na afloop van project (nazorg, verlaten putten) a. Duur van de verantwoordelijkheid (momenteel 30 jaar) Maatregelen om ongelukken te herkennen zijn: 1. Het verplichten tot monitoren vanaf het eerste begin om de weten wat de achtergrondconcentraties zijn. 2. Het bekend maken van de stoffen waarmee wordt gewerkt omdat zonder dit inzicht niet goed gemonitord kan worden. Maatregelen om gevolgen van ongelukken te verminderen of te neutraliseren. 1. Het hebben van en trainen met rampenplannen 2. Fonds voor schadeloosstelling

7.3 Borging van de maatregelen Borging is zekerstelling dat de noodzakelijke maatregelen daadwerkelijk worden genomen. Het impliceert in de praktijk het afstemmen van de bestaande regelgeving en de handhaving op de vereisten van een maatschappelijk verantwoorde uitvoering van deze industriële activiteit. Een belangrijk verschil met de situatie in de VS, althans op veel plaatsen, is de hogere bevolkingsdichtheid in Nederland. Wat niet wegneemt dat ook in de VS op veel plaatsen met hoge bevolkingsdichtheid naar schaliegas wordt geboord en zelfs binnen stedelijke configuraties (Vitens, 2013). Er behoort juist in dicht bevolkte gebieden die bovendien voor hun drinkwater van grondwater afhankelijk zijn veel nadruk te liggen op borging van de vereisten die zijn vastgelegd onder best practices. Het gaat hierbij om het borgen dat a. De put schoon wordt geboord door de zoete watervoerende pakketten. b. Dat de behandeling van het boorgruis en het boorgruis zelf geen nadelige invloed op het milieu kunnen hebben. c. De put intact is, checken van de aanhechting van de cement aan verbuizing en formatie, checken van integriteit van de put na elke fracturing operatie. d. De vloeistoffen die bij hydraulic fracturing worden gebruikt niet kunnen worden gemorst of kunnen lekken naar onderliggende lagen. e. Dat flowback water en water dat met het gas wordt mee-geproduceerd het grondwater niet kunnen vervuilen. f. Adequate behandeling en lozing van het afvalwater. g. Adequate afdichting van verlaten putten. h. Goede nazorg.

7.4

Behandeling van de risico’s voor het grondwater in WBAF (2013)

1.1.1 Rode lijn in het rapport van WBAF (20130 De rode lijn in het rapport van WBAF (2013) is de vergelijking tussen conventionele olie- en gasboringen, waarvoor soms eveneens wordt gefrackt. WBAF (2013) meldt op p13 dat het relatief grote aantal putten dat voor schaliegaswinning moet worden geboord een belangrijk punt van aandacht is, vooral voor de drinkwatervoorziening. Als de schaliegaswining eenmaal goed op gang is, zijn het aantal putten en operaties zo groot, dat de toezichthouders het niet meer kunnen bijhouden. Dat is tenminste de ervaring in de VS (EPA, 2012). Door de schaal waarop schaliegaswinning plaats vindt Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 17

is de kans op incidenten daarbij aanzienlijk groter dan bij conventionele gas- en olieboringen. De voortdurende vergelijking met conventionele putten in WBAF (2013) heeft niet heel veel zin omdat de schaal waarop de activiteit plaats vindt, nu eenmaal veel groter is dan bij conventionele gaswinning. De omvang brengt zijn eigen dynamiek met zich mee. Op een aantal plaatsen spreekt het rapport over mogelijkheden tot het nemen van maatregelen om bijvoorbeeld vervuiling van het grondwater te voorkomen, maar het rapport vermeldt niet welke maatregelen daadwerkelijk zullen worden genomen. De lezer blijft hierdoor met het gevoel zitten dat het treffen van een deel van de maatregelen vrijblijvend is en kennelijk afhankelijk is van de goedertierenheid c.q. de bereidwilligheid van Staatstoezicht op de Mijnen of zelfs van dat van de olie- en gasbedrijven. Het lijkt voor draagvlak in de maatschappij wezenlijk dat overal waar vaagheid opduikt een maatregel wordt getroffen die de goede gang van zaken borgt. Juist wanneer schaliegaswinning zo veilig is als men het wil doen geloven, zullen dergelijke maatregelen niet op wezenlijk bezwaar stuiten. In WBAF (2013) worden directe literatuurverwijzingen gemist op veel plaatsen waar beweringen worden gedaan met concrete cijfers. Dit maakt het onmogelijk om de oorsprong van de bewering na te trekken. 1.1.2 Ervaring in Nederland Een van de wellicht meest essentiële aspecten is dat het bij gebrek aan ervaring met schaliegaswinning in Nederland moeilijk is een definitief antwoord te geven op de vraag naar de omvang van de werkelijke risico’s in de praktijk. In de VS worden meer dan tienduizend schaliegasputten per jaar geboord en gefrackt in verschillende schaliegasformaties, dus onder uiteenlopende geologische omstandigheden en dieptes. Dit gebeurt in 48 van de 50 deelstaten. In de VS proberen ook veel kleinere bedrijven proberen met schaliegas fortuin te maken, die in NL vermoedelijk niet voor een vergunning in aanmerking zouden komen: NL zal geen wildwest toelaten. Voor Nederland, zonder ervaring met schaliegas, is het een risico om te veel vooruit te op de uitkomsten van het onderzoek van de EPA, en te snel te roepen dat de schaliegaswinning ronduit, dus op alle punten, beheersbaar is. Dat zal moeten blijken. Wel heeft Nederland ervaring met 3000 olie- en gasputten waarbij een keer of 170 is gefrackt (WBAF, p84) om de productie te vergroten of te herstellen, maar dat betreft nog niet de horizontale boringen in schalieformaties die in de VS aan de lopende band worden gerealiseerd. Natuurlijk valt er veel te zeggen over de mogelijke risico’s en de beheersbaarheid daarvan, maar het wezenlijke is toch om bij erkenning van risico’s regelgeving en maatregelen te realiseren die deze beheersbaar maken; er proactief voor zorgen dat, op de hoogte zijnde van een risico, niet onvoorbereid in een val wordt gelopen. Het gaat er dus niet zozeer om of er risico’s zijn, maar met welke maatregelen we garanderen dat ze beheersbaar zijn. Het voorzorgprincipe is wezenlijk bij een dergelijke gebrek aan ervaring binnen de eigen landsgrenzen, zeker waar het om de drinkwatervoorziening gaat.


1.1.3 Risico grondwaterverontreiniging 1.1.3.1 Boorgat-‐integriteit Ten aanzien van het grondwater noemt WBAF (2013) het risico van grondwatervervuiling door het falen van de boorgatintegriteit, o.a. door de hoge drukken waaraan de put een aantal keer wordt blootgesteld bij herhaald fracken (nl. 20 keer per put in het plan van Halliburton (2011). Het bewaken en in stand houden van de boorgatintegriteit is dus één van de belangrijkste zaken bij schaliegaswinning. Zoals verderop in hoofdstuk 13 wordt uitgelegd kan deze integriteit goed worden gegarandeerd middels drukmetingen in de annulaire ruimtes tussen de verschillende verbuizingen en het meten van de aanhechting van de cementlaag aan de buitenzijde van de buitenste verbuizing en de formatie, uit te voeren met behulp van standaard geofysische methoden. Dit, en in mindere mate de handhaving, is de hoofdreden waarom integriteit van de put goed beheersbaar is. WBAF (2013, p26) acht deze metingen nodig. Het risico van lekkage van gas vanuit de put, door bezwijken onder de druk van het fracken is klein. Dit risico is eenvoudig op de vangen door te eisen dat de integriteit van de put na elke fracking operatie wordt geverifieerd. Zo’n verificatie middels druktesten is een standaard procedure van putmanagement. 1.1.3.2 Migratie van fracking vloeistof en of methaan Voorts noemt WBAF (2013) vervuiling van het grondwater door vloeistof en methaan uit de steenkool of schalielaag als een mogelijkheid. Dit zou kunnen via de put of een bestaande put op korte afstand, bijvoorbeeld een verlaten olie- of gasput. WBAF (2013, samenvatting en p61) acht het risico van opwaartse migratie verwaarloosbaar op basis van de grote diepte waarop het gas zich bevindt (3000 m) en op grond van de goede bekendheid van verlaten putten. Op basis van de literatuur stelt WBAF (2013, p66, zonder verwijzingen) “Deze studies gaan uit van een afstand van maximaal 600 m van de schalielaag tot het watervoerende pakket”. De wetenschappelijke literatuur is er echter nog niet uit of er in het geheel geen risico van migratie is, met name wat betreft gasmigratie ((Davis (2011), Engelder (2012), Harrison (1983, 1985), Jackson et al. (2011), Myers (2012 a,b), Osborn et al. (2011), Warner et al. (2012)). Daarom laat de EPA (2011, 2012) daar momenteel onderzoek naar doen. De verwachting is dat opwaartse migratie van fracking vloeistof op fysische gronden onmogelijk zal zijn. Maar dat geldt zeker niet a priori voor de migratie van gas. De literatuur is het over gasmigratie echter niet eens. Methaan zoek zelf zijn weg naar boven en vindt die uiteindelijk ook zo blijkt uit de enorme hoeveelheden gas die oint zijn gevormd maar nooit terug gevonden. Mocht grootschalig lekken van methaan vanuit de fracturen optreden, dan is dat niet beheersbaar. Het is vooralsnog niet duidelijk of zo’n mechanisme een rol kan spelen (Osborn et al. 2011). De EPA(2011, 2012) laat onderzoek hiernaar uitvoeren. Wellicht is het ook daarom goed om het onderzoek van EPA (2012) even af te wachten alvorens voor Nederland een definitieve conclusie wordt getrokken.


1.1.3.3 Risico van oude, verlaten putten Het is een enigszins open vraag in hoeverre de locaties van oude gas- en olieputten precies bekend zijn. Daar zou Staatstoezicht op de Mijnen een definitieve uitspraak over moeten kunnen doen. Zij zou daaraan de verplichting kunnen of wellicht ook moeten verbinden dat zulke putten, indien die zich op korte afstand van een nieuwe put kunnen bevinden, daadwerkelijk worden opgespoord, dit omdat in het verleden de coördinaten een stuk minder nauwkeurig zullen zijn vastgesteld als dat tegenwoordig met GPS gebruikelijk is. Het is niet helemaal duidelijk welke minimale afstand tot oude of actieve boringen door SodM wordt aangehouden. Halliburton (2011) houdt het op 200 m. Bij oude schaliegasboringen of in het algemeen bij schuine of horizontale boringen dient in elk geval rekening te houden met het gehele driedimensionale traject van de boring. In de literatuur wordt hiervoor 200 m aangehouden (WBAF, p64) Het is ook denkbaar dat oude putten inmiddels niet meer integer zullen zijn door bijvoorbeeld corrosie. Ook zullen zij nooit geheel met cement zijn opgevuld, omdat dat ook nu nog geen voorschrift is. Kortom, voorzichtigheid met nabije oude olie en gasputten lijkt altijd geboden. Ten aanzien van het afwerken van putten alvorens ze voorgoed te verlaten volstaat WBAF (2013, p104) met verwijzing naar de regelgeving, die is opgenomen in één van de bijlagen van het rapport. Het blijkt dat mag worden volstaan met het aanbrengen van een aantal pluggen van bijvoorbeeld cement van voldoende lengte (150 m), maar dat niet de gehele put van onderen tot aan maaiveld hoeft te worden opgevuld met cement. Dit lijkt een risico te kunnen vormen voor de integriteit van verlaten putten, wellicht op de termijn van een aantal honderden jaren. Als wij echter de duurzaamheid nastreven, en dus ook toekomstige generaties een veilig land gunnen, is dit geen goed beleid, ook al is dit economisch op basis van contante waarden nog zo verantwoord. Wij “horen” ons afval zoveel mogelijk zodanig op te ruimen, dat onze nazaten er niet mee worden opgescheept en ook hun drinkwater zuiver zal zijn. Het herzien van de afdichtingsvoorschriften in de zin van volledig met cement opvullen, zodat ook corrosie op de lange termijn de integriteit van het boorgat niet kan aantasten, is daarom een verantwoorde en essentiële maatregel. 1.1.3.4 Morsen en lekken Tenslotte noemt WBAF (2013, p22) het risico van vervuiling van gronden oppervlaktewater door morsen en lekken van vloeistoffen op de boorplaats zoals de chemicaliën die gebruikt worden bij het aanmaken van de hydraulic fracturing vloeistof, het water dat terugstroomt nadat de fractuur druk is afgelaten en het productiewater dat bij de exploitatie voortdurend wordt mee geproduceerd. De beste maatregelen om zulke lekkages te voorkomen is het handhaven van de door Cuadrilla Resources BV beloofde waterdichte afdichting onder het asfalt op de boorplaats, deze te voorzien van goten die uitmonden in kelders waaruit gelekte en gemorste vloeistof kan worden verwijderd, afgevoerd en verwerkt. Bovendien moeten de vloeistoffen die hiervoor zijn genoemd, althans in Nederland, in tanks worden opgeslagen. Met zulke (beloofde) maatregelen lijken de risico’s van morsen inderdaad heel klein en beheersbaar, uiteraard mits goed uitgevoerd, in tact gehouden en waarbij de opvangkelders regelmatig worden geïnspecteerd, en wordt voorkomen dat zulk morswater na overvloedige regen en overlopende kelders alsnog in het 20 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

oppervlaktewater terecht komt. Het goed regelen hiervan is minder evident dan het op het eerste gezicht lijkt. Morsen en weglekken van vloeistoffen naar het grondwater is feitelijk het gevolg van ondeugdelijke operaties en of menselijk falen. Juist door het relatief grote aantal operaties dat op de boorlocatie plaats vindt is er een gerede kans dat dit vroeg of laat toch gebeurt. Het gaat er om dat tevoren adequate maatregelen zijn genomen en procedures zijn afgesproken om hiermee om te gaan. Maatregelen zijn onder andere afdichten van de voorlocaties, en aanbrengen van goten en opvangkelders om te voorkomen dat zulk water in het milieu belandt. Het opslaan in tanks van het water dat na het fracken terugstroomt naar het oppervlak maakt het ook mogelijk om meegekomen methaan apart op de vangen en te verwerken of verantwoord af te fakkelen (WBAF, p41). WBAF (2013) beveelt terecht aan dat de “best-practice” protocollen, die nu bestaan voor het boren naar olie en gas, worden aangevuld met die voor fracken. 1.1.3.5 Bufferzones Het is essentieel om bufferzones aan te houden om overlast te voorkomen. Voor grondwaterwinning worden deze zones ingevuld met de 25-jaars zone (50-jaars zone in ZH) en de boringvrije zone. Het is op voorhand onduidelijk in hoeverre de boringvrije zone zich naar beneden toe uitstrekt, met andere woorden, in hoeverre zo’n zone ook geldt voor de horizontale strengen van de gasputten, die gemiddeld ca. 1.8 km lang zullen zijn (Halliburton, 2011). Het ligt, althans maatschappelijk, niet voor dat hand dat dit zo is of zo zal blijven. Bij het plan van Halliburton (2011) voor het gebied tussen ’s Hertogenbosch en Eindhoven, komen de boorlocaties langs de randen van bestaande beschermde gebieden te liggen, zodat de horizontale strengen toch onder die gebieden kunnen reiken. Op 3000 m diepte is daar feitelijk geen redelijk bezwaar tegen aan te voeren, tenzij schaliegaswinning niet veilig zou zijn. In dat geval zou de schaliegaswinning echter in zijn geheel moeten worden afgewezen. 1.1.3.6 Schaal van de schaliegaswinning WBAF (2013, p67) verwijst naar de case study die Halliburton (2011) heeft uitgevoerd in opdracht van EBN om een goed beeld te krijgen van de mogelijkheden van schaliegaswinning in Nederland en wat daarbij komt kijken. De base case die WBAF (2013, p67) aanhalen met 13 winlocaties, te ontwikkelen in de komende 25 jaar ,overtuigt niet in het licht van de doelstelling van de regering om maximaal gas te winnen; daarvoor is de omvang met dertien locaties te gering. Het door Halliburton (2011) uitgewerkte scenario voor het gebied van 25x25 km tussen Den Bosch en Eindhoven lijkt in dit licht een stuk realistischer (zie scenario 5 in Tabel 1). Dat scenario betreft 73 boorlocaties met 611 putten en 3370 km boring met 18000 fracturen. 1.1.3.7 Beslag op drink-‐ en of grondwater Beslag op water dat nodig is voor het fracken wordt als probleem beschreven. Voor Nederland lijkt dat niet echt te zullen spelen. Als zij om offerte gevraagd worden kunnen en zullen de waterleidingbedrijven zelf bepalen of en tegen welke prijs zij drinkwater kunnen en willen leveren. Tegelijkertijd blijkt uit het rapport van Halliburton (2011) dat, desnoods met één of meer extra stappen ook gezuiverd Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 21

huishoudelijk afvalwater geschikt gemaakt kan worden voor gebruik als fracking vloeistof. Dit betekent dat de waterlevering geen groot probleem zal zijn. Het is overigens onwaarschijnlijk dat provincies bereid zullen zijn vergunningen voor grondwaterwinning te verstrekken. Ten aanzien van het water management (onttrekking, gebruik en lozing) geldt in Nederland MER plicht voorafgaand aan de gasproductie (WBAF, p58) 1.1.3.8 Boorspoeling Boorspoeling komt vrij bij het cementeren van de annulaire ruimte tussen verbuizing en boorgat. De boorspoeling van de oppervlakteverbuizing, dat wil zeggen de verbuizing door de zoete water voerende lagen, ca. 600 m, hoeft, behalve zout, weinig toxische stoffen te bevatten. Hij kan bij het cementeren worden opgevangen en worden hergebruikt in het volgende traject. Zo niet, dan zal ook dit water mogelijk elders verwerkt moeten worden, waarbij aangetekend wordt dat verwerking van zout water in de regel in het binnenland niet mogelijk is (WBAF, p69). Bij het doorboren van zoutlagen, zoals het geval bij schaliewinning in de Geveriklaag, komt een boorspoeling op oliebasis in aanmerking om te voorkomen dat de steenzoutlaag oplost en daardoor het boorgat instabiel wordt. Een andere reden om boorspoeling op oliebasis te gebruiken zijn lagen waarin kleimineralen kunnen zwellen, lagen die smectiet bevatten. Dat kan ook de schalielaag zelf zijn. Het nadeel van oil-based mud is dat het boorgruis zeer sterk verontreinigd is, evenals de boorspoeling. Het alternatief bij doorboren van steenzout is van de boorspoeling een verzadigde zoutoplossing te maken. Weliswaar is dan het boorgruis niet wezenlijk verontreinigd, maar het binnenlands verwerken van zout water is nagenoeg onmogelijk, behalve via injectie in een diepe laag. Het is op dit moment niet duidelijk waarvoor uiteindelijk gekozen zal worden. Hergebruik is alleen mogelijk als er voldoende nieuwe putten worden geboord. Ook hier is op dit moment sprake van een zwart gat in het rapport (WBAF, 2013, p69). Op genoemde pagina staat: “Indien het (boorgruis) niet geschikt is als stortmateriaal zal het residu worden afgevoerd naar een “afvalverwerkingsinstallatie”. 1.1.3.9 Verwerking boorgruis Boorgruis zal sterk vervuild (kunnen) zijn met koolwaterstoffen, (zie ook WBAF, 2013, p71), natuurlijk voorkomende stoffen in schaliegas, zware metalen en is mogelijk enigszins radioactief (Tyndall, 2011). Schoonspuiten lijkt niet goed mogelijk omdat de schalie veel fijn materiaal zal bevatten (WFBA, 2013, p70 bovenaan). De enige mogelijkheid lijkt dumpen, maar waar? Het gaat om aanzienlijke hoeveelheden van waarschijnlijk zwaar verontreinigd materiaal. (WBAF, 2013, p67). Voor het scenario met 13 winlocaties is de hoeveelheid boorgruis 26000 m3; met 73 winlocaties gaat het om ca. 1250000 m3. Evenals het afvalwater lijkt de eindbestemming van het boorgruis op een zwart gat of tenminste een flink vraagteken in de rapportage van WBAF (2013). Waar het boorgruis aan regenwater wordt blootgesteld zullen stoffen uitlogen, waaronder waarschijnlijk pyriet met arseen. Het boorgruis is in feite een “mine-tailing”.


1.1.3.10 Verwerking en lozing van afvalwater Het afvalwater dat vrijkomt bij de schaliegaswinning (flowback water, mee geproduceerd water) kan niet geloosd worden en kan wegens zijn specifieke samenstelling (koolwaterstoffen, resten frack-chemicaliën en stoffen uit de formatie, zware metalen, zout) niet door een gewone RWZI behandeld worden (WBAF, 2013, p67). Het moet naar een erkend verwerker, maar WBAF (2013) vermeldt niet wie dat zou moeten zijn en wat die er dan mee gaat doen. Met name bij herinjectie van mee geproduceerd water bestaat risico op aardbevingen. Dit is de VS een aantal keer is vastgesteld (WBAF, 2013). Volume en druk zijn daarbij belangrijk. Deze lopen op naarmate de injectie voortduurt. In de meeste gevallen lijkt de aardbeving te zijn ontstaan door drukopbouw in een breuk die onder spanning stond en gereactiveerd werd. De sterkste aldus opgewekte aardbeving was in Oklahoma (kracht 5.7). WBAF (2013, p93), constateren terecht dat hier een hiaat bestaat tussen de praktijk en de voorschriften/normeringen op dit gebied. Interessant is dat dit volgens WBAF (2013, p93) voor Nederland niet interessant zou zijn omdat in ons land geen afvalwater wordt geïnjecteerd anders dan in producerende gasvelden. In Nederland wordt ook afvalwater van een gasveld naar een ander getransporteerd om daar geïnjecteerd te worden. Het zal straks kunnen blijken dat injectie de enig economisch haalbare verwerking is van zeer zout mee geproduceerd water. Het zou dan passen in het beleid dat injectie wordt toegestaan omdat het water immers van een producerend gasveld afkomstig is. In dat geval wordt het risico van het zelf opwekken van aardbevingen een zeer manifest onderwerp op de agenda van de beslissers. 1.1.3.11 Monitoren vanaf het begin tot en met de nazorgfase, transparantie gebruikte chemicaliën Monitoren blijft van belang om te voorkomen dat eventuele verontreinigingen zich ondergronds kunnen verspreiden en dat een laat ontdekken van een verontreiniging tot hoge saneringskosten leidt. In de regelgeving wordt het fracken niet apart genoemd. Het is onderdeel van de aanleg of het onderhoud van een put. Een voorstel voor aanpassing van de wet of voorschrift is in de maak (WBAF, 2013). Dit is nodig om ervoor te zorgen dat Staatstoezicht op de Mijnen (SodM) vooraf de geplande uitvoering van het fracken en de daarbij te gebruiken chemicaliën kan controleren. Het is van belang dat duidelijkheid bestaat vóórdat schaliegaswinning in Nederland van start gaat. Aangezien SodM zelf maatregelen kan voorschrijven, zou zij dit kunnen doen nog voordat nieuwe regels in wetgeving zijn verankerd. Transparantie tegenover het publiek is daarbij zeer gewenst. Dit geldt nog meer ten aanzien van de specifieke chemicaliën die gebruikt worden bij het fracken van een put. In de VS geschiedt dit deels via www.FracFocus.org (zie verderop). Wellicht is dit format in een wat aangepaste vorm ook geschikt voor Nederland. Het moet niet aan de goedheid van het olie- of gasbedrijf worden overgelaten. Zonder precieze informatie over de gebruikte chemicaliën kan niet adequaat op chemische stoffen worden gemonitord. WBAF (2013) gaat niet in op het belang van monitoring vooraf en gedurende het boren, fracken en de exploitatie en mogelijk nadien tijdens de periode van 30 jaar waarin het olie- of gasbedrijf nazorgplicht heeft ten aanzien van zijn verlaten putten. Het lijkt een essentiële borgingsmaatregel om adequate monitoring bij elke boorlocatie in te stellen. De kosten zullen opwegen tegen de schade die optreedt Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 23

wanneer onverhoopt moet worden gesaneerd, nadat jaren lang een toxische vloeistof heeft staan weglekken naar het grondwater. Het biedt zekerheid en vertrouwen bij alle betrokkenen dat het milieu en het grondwater niet worden of zijn verontreinigd door de schaliegaswinning. 1.1.3.12 Handhaving bij grootschalige uitrol schaliegas Een groot risico voor het milieu kan de “boom” in schaliegas-exploitatie zelf zijn. Met name in de VS heeft het aantal beschikbare handhavers deze overweldigende ontwikkeling niet bij kunnen houden. De EPA (Environmental Protection Agency van de VS) heeft daarom ook een kliklijn/tiplijn ingesteld waarmee burgers die incidenten signaleren deze kunnen melden. (http://www.epa.gov/region03/marcellus_shale/tipline.html). Ook heeft de EPA zelf nog geen goede kijk op de risico’s die zich kunnen voordoen. Op aandringen van het Congres wordt sinds 2011 onderzoek gedaan naar de risico’s van de schaliegaswinning voor de drinkwaterbronnen. Het onderzoek is groots opgezet om de verschillende aspecten diep en breed uit te kunnen zoeken, op een stringent wetenschappelijke basis, teneinde straks, dat wil zeggen na 2014, wanneer het onderzoek gereed is, regelgeving te kunnen opstellen die de verdere ontwikkeling van deze industrie in goede banen moet leiden. 1.1.3.13 Conclusie In feite bestaat er behoefte aan inzicht in de veiligheidsrisico’s van de gehele schaliegasketen, van vooronderzoek, boorfase, testfase, productiefase tot en met de nazorgfase (WBAF, 2013, p44). Voor zover deze closed-loop benadering nog niet upto-date is, is het van belang dat SodM deze met voortvarendheid uitwerkt. Ten aanzien van de vraag of de toe te passen technieken bewezen zijn (WBAF, p44), moet steeds bedacht worden dat de sector voortdurend innoveert. Veel van de technieken zullen daarom jong zijn en minder kunnen bogen op een langjarig lijst met succesvolle projecten. Dat schaliegaswinning, dankzij de techniek van het fracken, inmiddels bewezen technieken zijn, lijkt boven elke twijfel verheven, maar de geschiktheid van de Nederlandse ondergrond moet nog worden aangetoond. Hiervoor zijn proefboringen onontbeerlijk en, uiteraard ook, daadwerkelijke exploitatie. Uiteindelijk blijkt na de lezen van het rapport met bijlagen van WBAF (2013), dat de risico’s voor het grondwater mee zullen vallen onder de strikte voorwaarde dat alle risico’s goed worden geadresseerd en geborgd door adequate maatregelen en voorzieningen, met gelijktijdige monitoring, inclusief vaststelling van de nulsituatie vooraf.


8

Zorgpunten waterleidingsector

Vitens is met 5.4 miljoen klanten het grootste waterleidingbedrijf van Nederland en is voor nagenoeg al haar geproduceerde drinkwater afhankelijk van grondwater dat wordt gewonnen met ruim 106 pompstations, waarvan 30 liggen binnen het gebied waar de Geverik-laag voorkomt op dieptes minder dan 4500 m. Brabant Water is met 2.4 miljoen aangeslotenen een goede tweede. Het gebied waar Brabant Water het grondwater wint overlapt voor ongeveer de helft met dat waar de Posidonia schalie voorkomt en voor een ander deel met dat van de Geverik laag tegen de Belgische grens. Oasen opereert in Zuid-Holland, heeft 750 aangeslotenen die ook grotendeels afhankelijk zijn van het grondwater. Zuid-Holland overlapt uitsluitend met het gebied waar de Posidonia laag wordt aangetroffen. Ook grondwaterwingebieden in Limburg overlappen met het voorkomen van de Geverik-laag. Gezien deze situatie is feitelijk de hele grondwaterafhankelijke waterleidingsector bezorgd over de risico’s die schaliegaswinning voor het grondwater met zich mee kan brengen. Zij laten zich onder andere door KWR inhoudelijk ondersteunen bij de beoordeling van de risico’s van schaliegaswinning (KWR, 2013). Het KWR rapport legt de vinger op een aantal tegenstrijdigheden in het rapport WBAF (2013) maar diep in haar korte notitie de problematiek niet verder uit.

8.1

Positierapport schaliegas Vitens (2013)

Vitens heeft een eigen Positierapport Schaliegas Vitens (Vitens, Sept. 2013) opgesteld waarin de verschillende zorgpunten nader zijn beschreven. Het rapport genoemde van Vitens doet ook verslag van een recente studiereis naar de VS en geeft een risicoanalyse. De tekst hieronder volgt in grote lijnen de discussie in Trouw, april 2013, tussen Mw. Lieve Declerq, directeur Vitens en Frank de Boer, directeur Cuadrilla Resources BV. De daar genoemde punten komen goed overeen met die Vitens (2013).

8.2

Doorboren beschermende lagen

De waterleidingbedrijven maken zich voorts zorgen over de afdichting van beschermende kleilagen waar de gasputten doorheen moeten worden geboord. Deze vrees is mogelijk niet geheel terecht, dit aangezien de stalen verbuizing tot ver beneden de relevante beschermende lagen zullen reiken en geheel aan de buitenzijde met een cementmengsel van onderop wordt opgevuld. Wel zou met te verplichten, overigens standaard geofysische methoden moeten worden geborgen dat de aanhechting van de uitgeharde cement intact is, zowel aan de verbuizing als aan de formatie. Eveneens dient geborgd te worden dat tot ruim beneden de zoete waterhoudende lagen, dat wil zeggen over het gehele traject van de te installeren oppervlakteverbuizing (surface casing) schoon wordt geboord, met uitsluitend middelen die ook acceptabel zijn bij boringen voor drinkwaterputten Deze oppervlakteverbuizing reikt volgens De Boer, directeur van Cuadrilla Resources BV tot 600m diepte (Trouw, april 2013). Het is wel van belang te bezien dat die diepte voldoende is om geheel buiten de zoete watervoerende lagen te blijven. Met name in de Centrale Slenk in Noord-Brabant zou dat mogelijk het niet het geval kunnen zijn; in de Centrale Slenk reiken de zoet-watervoerende lagen tot bijzonder grote dieptes.


Echter, bij intacte verbuizing en cementlaag aan de buitenzijde is lekkage van vloeistoffen vanuit grote diepten, dwars door afgedichte kleilagen heen, praktisch gesproken uitgesloten. Ik deel de mening dat een volledige cementopvulling van de ruimten tussen verbuizing en boorgat, zoals toegepast voor olie- en gasboringen, veiliger is dan de opvulling met bentoniet korrels zoals gebruikelijk bij aanleg van waterwinputten.

8.3

Risico optreden aardbevingen

Er is een zekere kans op aardbevingen, zoals die met een kracht van 2.3 op de schaal van Richter, die optrad tijdens het fracken van een schaliegasput in het VK in 2012. Dit werd veroorzaakt door het activeren van een bestaande breuk die onder spanning stond. Gevaar voor de verbuizing is er niet geweest en evenmin voor de omgeving. Belangrijk is echter dat de integriteit van de put na elke fracking operatie en, los daarvan, na elk incident kan worden geverifieerd. Dat kan goed op basis van de druk in de put en met name die in de annulaire ruimten tussen de vier verbuizingen (zie hoofdstuk Figuur 7 voor een gedetailleerde weergave). Van ontsnappen van gas tijdens het fracken kan geen sprake zijn omdat het boorgat dan met vloeistof is gevuld en onder extra druk staat, waardoor het gas niet kan vrijkomen uit de schalie waarin het al miljoenen jaren geadsorbeerd zat in de uiterst kleine poriën die geen stroming toelaten. Een aardbeving van beperkte omvang zal daarom in de praktijk geen wezenlijk extra gevaar opleveren wat betreft ontsnappen van gas en vloeistoffen. Het laatste niet omdat de hoeveelheid vloeistof die bij een fracking operatie is gemoeid zeer klein is ten opzichte van de afstand tussen de schalieformatie en de bovenliggende zoete watervoerende lagen. Het is bovendien zo dat aardbevingen nooit onopgemerkt blijven. De microseismiek tijdens en door het fracken wordt continu geregistreerd om de voortgang van de scheurvorming te monitoren en te beheersen. Men kan, en zal dus ook, onmiddellijk ingrijpen wanneer een aardbevingsincident zich voordoet. Dit is het werken met de “handen aan de kraan”. Het is uiteraard zo dat de industrie zijn uiterste best doet om alle relevante breuken in de formatie in kaart te brengen en de putten zo te boren dat zij zulke breuken niet aansnijden (Halliburton, 2011). Of en in welke mate precies aardbevingen op kunnen treden zal uiteindelijk in de praktijk moeten blijken. Voor zettingen en aardbevingen tijdens het winnen van schaliegas wordt door de experts nauwelijks gevreesd omdat de schalie, in tegenstelling tot de zandsteenlaag die het Slochterengas bevat, door zijn lage porositeit nauwelijks samendrukbaar is (WBAF, 2013). Uiteraard geldt ook hier dat een nulmeting nodig is om achteraf te kunnen vaststellen in welke mate zettingen van de schalielaag daadwerkelijk zijn opgetreden. De EPA (2012) laat momenteel een uitvoerig onderzoek uitvoeren naar de risico’s van schaliegaswinning voor het zoete grondwater. Het risico op aardbevingen is er een onderdeel van. De voorlopige conclusie is dat door het fracken alleen kleine aardbevingen zich voor zullen doen, < dan 1 op de schaal van Richter. Ondanks het incident in het VK wordt niet verwacht dat aardbevingen als gevolg van hydraulic fracturing van betekenis zullen zijn voor bewoning en activiteiten aan maaiveld. Uiteraard geldt ook hier dat technici een hoop weten, maar lang niet alles. Ervaring van elders is daarom van groot belang. De EPA zoekt een en ander nu grondig uit. Het eindrapport wordt in 2014 verwacht.


8.4

Cumulatieve risico’s bij grootschalige schaliegaswinning

Een belangrijk aspect vormen de cumulatieve risico’s die voortkomen uit het grote aantal putten dat straks tegelijkertijd wordt geboord en gefrackt. Een gevaar is dat handhaving van Staatstoezicht op de Mijnen de hiermee gepaard gaande hoeveelheid werk niet aan kan, zoals dat in de VS het EPA vergaat. Mogelijk blijkt dit achteraf een van de grootste risico’s van de hele schaliegas-episode te zijn geweest. Op tijd werven en opleiden van voldoende handhavers dient deel uit te maken van de schaliegasontwikkeling.

8.5

Morsen en lekken van chemicaliën van verontreinigd water op de boorlocaties

Het morsen en lekken van vloeistoffen en chemicaliën op de boorplaats is, door de chemicaliën en de enorme druk die moet worden geleverd, één van de belangrijkste risico’s voor gronden oppervlaktewater. Ook als er een keer wat mis loopt mogen geen toxische chemicaliën in de bodem of het gronden oppervlaktewater raken. Opslag van fracking vloeistof en productiewater moet in Nederland in tanks plaats vinden (WBAF, 2013, Directeur De jong van SodM, tijdens de hoorzitting van de Tweede Kamer, 19 sept 2013). De in de VS gebruikelijke methode om de fracking vloeistof en het flowback water in een gegraven bassin op te vangen, al dan niet voorzien van een laag plastic op de bodem, is in NL niet toegestaan. Tanks met een capaciteit van enkele duizenden m3 zijn daar voor nodig. De totale hoeveelheid fracking vloeistof per put is ca. 20000 m3, dat wil zeggen, 1000 m3 per fractuur. Er moeten tanks zijn voor de opslag voor het in te pompen water en voor het opvangen van het flowback water en productiewater. Het is duidelijk dat de vereiste tankcapaciteit groot is en de kosten hoog zullen zijn. Het waterdicht maken van de boorlocatie en deze voorzien van goten die weer zijn aangesloten op putten is een belangrijke maatregel. Als dit over het hele werkterrein gebeurt zal er nauwelijks iets kunnen weglekken. Essentieel is dat deze maatregelen goed worden vastgelegd. Het is uiteraard ook essentieel dat de afdichting in tact blijft met zoveel zware trucks die er overheen rijden en daarbij ook nog scherp draaien, waarbij grote schuifkrachten op het wegdek optreden. Regelgeving, en opleiding van mensen zijn belangrijk, maar daarnaast is het van belang dat er een calamiteitenplan komt waarin risico’s voor het grondwater zijn opgenomen.

8.6

Thermische verontreiniging door convectie

Eén van de wellicht mindere risico’s is convectie van grondwater langs de warme boorput die stoffen van onderin het watervoerend pakket naar bovenin datzelfde pakket kan brengen (YouTube https://www.youtube.com/watch?v=zHOrZOn3XsM ). Hierdoor zou van nature aanwezig methaangas kunnen vrijkomen voor zover dat onder in de zoete watervoerende laag aanwezig is. Het vormt een denkbare verklaring voor gas dat volgens de film Gasland werd aangetroffen in ondiepe drinkwaterputten. Dit gas is dan biogeen, dat wil zeggen lokaal gevormd door rotting van organisch materiaal, in tegenstelling tot het thermogene gas dat onder hoge druk en temperatuur is gevormd in diepe aardlagen, c.q. het schaliegas. Het zou gas zijn dat wel met de schaliewinning samenhangt maar er niet van afkomstig is.


8.7

Verwerken afvalwater

De verwerking van het afvalwater van de schaliegas-operaties dient expliciet te worden benoemd, aangezien het flowback water niet alleen de gedoseerde chemicaliën bevat, die de fracking vloeistof de juiste mechanische eigenschappen moest bezorgen, maar ook stoffen die uit de formatie afkomstig zijn. Hieronder vallen koolwaterstoffen, zware metalen, mogelijk radioactief gas als radon, 226radium (WBAF, 2013, p72) en vooral veel heel zout water. In Pennsylvania is schaliegas-afvalwater deels door zuiveringen behandeld die hier niet op berekend zijn. Elders wordt het afvalwater meestal geïnjecteerd in diepe injectieputten. Op dit moment kent niemand de kwaliteit van dit flowback water, noch van het daarna aan het oppervlak komende productiewater. Voorkomen moet worden dat zulk water, of in elk geval onvoldoende gezuiverd water, in het milieu terecht komt.

8.8

Migratie van fracking vloeistof

Het weglekken van vloeistoffen via onbekende paden speelt met name een rol bij injectie van afvalwater. Daar gaat het om een totaal volume dat in de tijd voortdurend toeneemt met 1000 m3/d per boorlocatie met tien producerende putten (95 m3/d per put volgens WBAF, 2013). Dit is in tegenstelling tot het water van een eenmalige fracking operatie. Het volume aan fracking vloeistof is op zich fors, ca. 20000 m3/put, die 20 keer is gefrackt. Het volume is echter klein ten opzichte van de bel het zou vormen als het op één punt op 3 km diepte zou worden geïnjecteerd. Zo’n bel zou een radius hebben in de orde van vijftig m.

8.9

Afsluiten van putten aan het einde van hun economische leven

Hierop aansluitend is ook essentieel op welke manier schaliegasputten definitief worden afgesloten en alvorens ze voorgoed te verlaten aan het eind van hun technische of economische levensduur. Hier gaat het om eeuwigdurende zekerheid, voor zover dat mogelijk is. Het is maatschappelijk niet aanvaardbaar dat zulke putten en masse over 200 jaar gas gaan lekken, wanneer ze (wellicht) eenmaal gecorrodeerd zijn. In tegenstelling tot de huidige eisen ten aanzien van definitieve afsluiting dient er daarom sterk op te worden aangedrongen dat de putten volledig met cement worden opgevuld. Het is het ook aan te bevelen dat ook te doen met verlaten putten binnen een zekere zone rond de boorlocatie, om te voorkomen dat die eventueel een kortsluiting kunnen vormen wanneer in de nabijheid wordt gefrackt.

8.10

Monitoring grondwater op gebruikte fracking chemicaliën en ander afvalwater aanwezig op de winplaats

Monitoring is essentieel voorafgaand aan de proefboring, gedurende alle fasen van de exploratie en winning van schaliegas en gedurende de nazorgfase. Het is essentieel dat monitoring wordt opgelegd en dat daarbij de waterleidingbedrijven als adviseurs worden erkend. Eén van de gevaren is dat gebruikte chemicaliën geheim zouden blijven, zodat er niet goed naar kan worden gezocht in het laboratorium. Dit frustreert de noodzakelijke monitoring. Het antwoord uit de industrie, dat de fracking vloeistof voor 99.82 % uit water bestaat, is niet bevredigend. Het gaat om de precieze chemische samenstelling. Deze is noodzakelijk om de risico’s te kunnen beoordelen en monitoring mogelijk te maken. 28 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

8.11

Toezicht en afstemming regelgeving

Toezicht op milieuverontreiniging, zoals het onverhoopt uittreden van mijnbouwhulpstoffen en lekkage of morsen van vloeistoffen die bij de mijnbouw vrijkomen moeten worden afgedekt door de Mijbouwwet, de Barmm (Besluit algemene regels milieu mijnbouw) en de WABO (vergunning verleend op grond van artikel 2.1, eerste lid sub e van de Wet Algemene Bepalingen Omgevingsrecht). Uit WBAF (203) viel niet op te maken welke regeling onder welke omstandigheden leidend is.

8.12

Onvoldoende waarborgen in huidige mijnbouwwet

De wetgeving zoals vastgelegd in De Mijnbouwwet biedt onvoldoende waarborgen om de risico’s van specifiek schaliegaswinning te minimaliseren (Vitens, 2013, p25). Dit wordt ook bevestigd door WBAF (2013). De weten regelgeving zou dus aangepast moeten worden aan specifiek risico’s verbonden met schaliegaswinning, om risico’s voor de drinkwaterwinning zo veel mogelijk te voorkomen. Het is in elk geval van belang de wetgeving en zijn handhaving goed door te nemen en aan te passen alvorens vergunning wordt verleend. Het uitwerken van een gemoderniseerde regelgeving zou een transparant proces moeten zijn, gebaseerd op onafhankelijk extern advies, noodzakelijk om een breed draagkracht te verkrijgen. Vitens doet een dringend appel op de politiek zorgvuldig met de onderkende risico’s voor het grondwater en de drinkwatervoorziening in het algemeen om te gaan, en deze een belangrijke plek te geven in het onderzoek en het debat. Met name “bij twijfel niet inhalen.” (Uitspraak Mw. Lieve Declercq, directeur Vitens, zie sectie 17 op pagina 76, Positierapport Schaliegas Vitens, 2013). Men kan met recht stellen dat de levensduur van zoete watervoerende lagen en het grondwater als bron voor de drinkwatervoorziening voor eeuwig zijn, althans zolang er mensen in dit land wonen. Wezenlijk algemeen aspect bij grondwater is dat een serieuze vervuiling de kwaliteit van het grondwater voor vele eeuwen teniet kan doen. Hier kan tegenover worden gesteld, dat de éénmalige winst van de oliemaatschappijen gedurende de 25 jaar die de schaliegas-exploitatie mogelijk duurt, het ondergeschikte belang zou moeten zijn.


9

Het onderzoek van de EPA

9.1

Structuur van het onderzoek

Hydraulic fracturing vergt een aanzienlijke hoeveelheid chemicaliën, water, materieel en voertuigen. Incidenten bij het ter plekke mengen en verpompen van de vloeistof voor het fracken kunnen leiden tot verontreiniging van bodem, grondwater en oppervlaktewater en daarmee een risico vormen voor de drinkwaterbronnen. De EPA verzamelt en integreert informatie over zulke gerapporteerde incidenten, onderzoekt welke stoffen het betreft en wat hun chemische, fysische en toxicologische eigenschappen zijn. Ook onderzoekt de EPA langs welke wegen zulke stoffen in het milieu terecht komen. De EPA voert sinds 2011 een uitgebreid onderzoek uit naar de mogelijke gevolgen van schaliegaswinning op de bronnen van het drinkwater. Voor de EPA gaat het om onderzoek waarop straks regelgeving wordt gebaseerd. Zij ordent dit onderzoek naar de vijf fasen van de levenscyclus van de winning en exploitatie van schaliegas (zie Figuur 8): 1. Acquisitie van water. Wat zijn de gevolgen voor de natuur en de waterbronnen van het onttrekken van water aan de natuur in water-schaarse gebieden? 2. Mengen van chemicaliën: Wat zijn de mogelijke gevolgen van morsen en lekken van vloeistoffen op de boorlocatie, die (specifiek) voor hydraulic fracturing worden gebruikt? 3. Injectie: Wat zijn de potentiële gevolgen van injectie en fracken op drinkwaterbronnen? 4. Flowback water en water dat wordt mee geproduceerd: Wat zijn de mogelijke gevolgen voor drinkwaterbronnen van morsen en lekken op of bij de boorlocaties van flowback en geproduceerd water? 5. Behandeling van afvalwater en lozing: Wat zijn de gevolgen van onvoldoende behandeling van het afvalwater van hydraulic fracturing op drinkwaterbronnen? Figuur 7 toont de vijf stages van de waterkringloop bij hydraulic fracturing waar omheen het onderzoek van de EPA is georganiseerd. De hele ontwikkeling rond schaliegas is nog zo recent, dat ook de EPA er nog niet uit

is wat betreft de gevolgen voor het grondwater dat wordt gebruikt voor drinkwater. EPA heeft is in maart 2011 een onderzoek gestart (EPA, 2011) naar de mogelijk negatieve gevolgen van fracken voor drinkwater uit grondwater en de gezondheid. EPA (2012) geeft een tussenstand. Het eindrapport met daarin de resultaten van alle deelonderzoeken komt in 2014 uit, en zal vervolgens onafhankelijk, wetenschappelijk worden gereviewd. EPA concludeert in haar tussenrapport EPA (2012) dat er is nog altijd een algemeen gebrek aan inzicht bestaat in de samenstelling van chemicaliën die voor het fracken worden gebruikt. Uit de Material Safety Data Sheets die zijn ingeleverd bij de NYSDEC en de samenstelling van 197 producten die bij het fracken worden gebruikt, kon NYS (2009) een lijst van 260 chemicaliën opstellen. Tyndall (2011, bijlage 1) heeft ze gerubriceerd: 58 daarvan vergen attentie, 15 staan op lijsten van prioritaire stoffen, 38 zijn acuut toxisch, 17 toxisch voor aquatische organismen, 8 carcinogeen, 6 verdacht carcinogeen, 7 mutageen en 5 hebben invloed op de reproductie. Het 30 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

aangehaalde scenario voor het VK waarin schaliegas gedurende 20 jaar 10% van de energie van het VK levert, met 2500-3000 putten over 140 tot 400 km2, vergt 0.5 tot 2.2 miljoen ton aan chemicaliën voor het fracken. Tyndall (2011) vindt dat niet naar afzonderlijke putten of gebeurtenissen moet worden gekeken, maar naar het totaal. Tyndall (2011) rekent voor dat voor het VK het produceren van 10% van de energiebehoefte in de vorm van schaliegas gedurende 20 jaar 2500-3000 horizontale putten vergt, verspreid over 140-400 km2, waarmee 27113 miljoen m3 water gemoeid is.


Figuur 7: De vijf stagen van de waterkringloop bij schaliegas winning (EPA, 2012)

Figuur 8: De vijf stages van de waterkringloop van de schaliegaswinning met hun potentiele gevolgen voor de grondwaterkwaliteit. (EPA, 2012)

i. 32 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

9.2 De inhoudelijke aspecten van het EPA onderzoek De inhoudelijke aspecten worden in de volgende hoofdstukken en paragrafen behandeld.

9.3 Transparantie ten aanzien van de chemicaliën die bij hydraulic fracturing worden gebruikt Ca. 0.8 tot 2% van de fracking vloeistof bestaat uit chemicaliën die de eigenschappen van het wat water (de overige 98 tot 99.2%) geschikt moeten maken voor het doel: 1) het breken van de formatie, en 2) het zo effectief mogelijk injecteren van de proppant die de scheuren moeten open houden. In de regel worden 2 tot 12 additieven gebruikt (zie Figuur 9), maar de waaier van stoffen is zo groot dat de EPA er al meer dan 1000 in fracking vloeistof gebruikte chemicaliën heeft onderscheiden. Gebrek aan transparantie ondermijnt het vertrouwen van het publiek in de oliewereld en de overheid. Vandaar dat een aantal staten in de VS flink zijn best doet om die transparantie te bereiken. FracFocus.org één van de initiatieven in de USA om openheid te krijgen voer de chemicaliën die bij fracken van schaliegasputten worden gebruikt. Het is een website beheerd door de Ground Water Protection Council en de Interstate Oil and Gas Compact Commission. De motivatie van deze organisaties is waarschijnlijk te voorkomen dat EPA met afdwingbare maatregelen komt. De site www.FracFocus.org bestaat van april 2011 en fungeert als nationaal register van de VS voor de chemicaliën die bij hydraulic fracturing worden gebruikt. Iedere willekeurige burger kan er de schaliegasputten in zijn omgeving in opzoeken en zien welke chemicaliën bij het fracken daarvan zijn gebruikt. Figuur 10 geeft de eerste bladzijde van een willekeurige put in Colorado die is gedownload van de site. De chemicaliën worden met hun chemische naam genoemd. Een groot aantal schaliegasbedrijven vrijwillig aan de site mee, maar een aantal deelstaten stelt deelname verplicht. De site heeft voorkomen dat de EPA de transparantie per wet zou opleggen. Er zijn overigens maar 18 deelstaten die openbaarmaking van de gebruikte chemicaliën vereisen, waarvan er 11 toestaan dit via FracFocus te doen. Volgens een Harvard studie voldoet de site niet, omdat lang niet alles gepubliceerd wordt en vooral omdat er teveel ruimte wordt gelaten voor bedrijfsgeheimen (zie http://www.bloomberg.com/news/2013-04-23). Figuur 9, geeft een voorbeeld van een overzicht van de gebruikte fracking chemicaliën (“chemical disclosure”) van een schalieput in Colorado. Dit voorbeeld is, zoals gezegd ,volstrekt willekeurig.


Figuur 9: Globale samenstelling van hulpstoffen die worden gebruikt om de fracking vloeistof de gewenste eigenschappen te bezorgen. De samenstelling is per put verschillend en is afhankelijk van de eigenschappen van de schalieformatie, diepte, temperatuur e.d. In de regel worden 2 tot 12 additieven toegepast waarvan het totale volumen 0.8 tot 2 % uitmaakt van het volume aan fracking vloeistof. Figuur overgenomen van de website www.racFocus.org

Figuur 10: Eerste bladzijde van een Chemical Disclosure van een willekeurige put uit de database van FracFocus.org


9.4 Injectie van afvalwater Injectie/kraken: De EPA bestudeert een aantal scenario’s dat zou kunnen leiden tot aantasting van drinkwaterbronnen. De scenario’s betreffen ook het risico van bezwijken van de constructie van de put door fracturen die natuurlijke breuken aansnijden of doorlopen naar afdankte putten, die vervolgens als kortsluiting naar boven kunnen functioneren. Er wordt gekeken in welke mate huidige putconstructies bestand zijn tegen gaslekkage vóór, tijdens en na het kraken. Eén van de belangrijkste vragen die de EPA wil beantwoorden is deze: Kan migratie van kraakvloeistof en gas naar drinkwaterlagen optreden, en wat voor geologische of door mensen aangebrachte of teweeg gebrachte omstandigheden kunnen dit mogelijk maken?

9.5 Migratie van vloeistoffen en gas Vorming van stroombanen door hydraulic fracturing waardoor migratie van vloeistoffen en gas omhoog kan plaats vinden naar watervoerende lagen met drinkwateronttrekking, is vaak genoemd risico, maar experts zijn het er onderling niet over eens in welke mate ondergronds preferente stroombanen de zoete grondwaterlagen negatief kunnen beïnvloeden (Davis (2011), Engelder (2012), Harrison (1983, 1985), Jackson et al. (2011), Myers (2012 a,b), Osborn et al. (2011), Warner et al. (2012)). Mogelijke scenario’s die EPA laat onderzoeken zijn: • Tekortschieten van de putconstructie in combinatie met de hoge drukken gedurende hydraulic fracturing, leidend tot het falen van de integriteit van de put, hetgeen op zijn beurt leidt tot lekkage via de cementlaag of via de directe omgeving van de put naar boven liggende zoete watervoerende lagen. • Scheurvorming in de bovenliggende lagen door verkeerd ontwerp van de hydraulic fracturing operatie, die leidt tot een direct of indirect pad tussen het gasreservoir en de bovenliggende zoete watervoerende lagen. • Als hiervoor, maar waarbij de gevormde fractuur een bovenliggend olie- of gasreservoir met koolwaterstoffen snijdt, zodat een dubbele bron van verontreiniging ontstaat. • Gesloten (of “slapende”) breuken door lagen die door fracking geactiveerd worden en stroombanen openen voor opwaartse migratie van koolwaterstoffen en andere verontreinigingen (Scenario C, Figuur 16). • De scheur veroorzaakt paden voor koolwaterstoffen en andere verontreinigingen naar verlaten putten in de omgeving met verminderde of slechte kwaliteit van de cementlaag. Deze put sluit de scheur kort met bovenliggende lagen en vormt zo paden voor verontreiniging van zoet grondwater. • Scheurvorming in bovenliggende lagen veroorzaakt transport van koolwaterstoffen en andere verontreinigingen naar verlaten olie en gasputten die niet voldoende zijn afgewerkt of afgedicht aan het eind van hun economische leven. Dit zou een pad van geringe weerstand kunnen vormen tussen de schalielaag en bovenliggende zoete watervoerende lagen. Het gaat hier dus om situaties waarin de schalielaag zich onder een verlaten olie- of gasreservoir bevindt met daarin verlaten putten. Het onderzoek richt zich allereerst op het bepalen van de fysische mogelijkheid dat de 6 scenario’s zich kunnen voordoen. Vervolgens richt het onderzoek zich op de tijdschalen waarin zulk transport zou kunnen plaats vinden. Belangrijke mechanismen Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 35

die worden onderzocht zijn de mogelijkheid dat cement los raakt van de verbuizing en de mogelijkheid dat cement los raakt van de formatie. Het modelonderzoek naar het reactiveren van bestaande scheuren in de formatie, heeft inmiddels geleid tot de conclusie dat hydraulic fracturing geen aardbevingen zal kunnen veroorzaken die meer teweeg brengen dan micro-seismiek, dat wil zeggen, tot sterkte 1 op de schaal van Richter, wat overeen komt met de ervaringen in de praktijk (EPA, 2012, p 74)). Bij situaties waar oude putten in een verlaten reservoir boven de schalielaag de kortsluiting zouden kunnen veroorzaken is met name het ontsnappen van gas aan de orde. In zulke situaties zal de druk in het verlaten reservoir laag zijn en kunnen daardoor ook vloeistoffen vanuit de schalielaag deze laag bereiken en zou ook stroming van water mogelijk zijn, met name als opdrijving door dichtheidsverschillen de stroming helpt. Stroming van vloeistoffen van grote diepte naar ondiepe lagen lijkt vooralsnog zeer onwaarschijnlijk, maar het onderzoek dat de EPA (2012) hiernaar laat uitvoeren is nog niet afgerond.

9.6 Flowback en geproduceerd water Het flowback water komt direct vrij bij het aflaten van de druk na het kraken. Het betreft een deel van de ingepompte kraakvloeistof, samen met formatiewater. Vervolgens, en tijdens de productie, komt alleen nog formatiewater mee, het zogenoemde production water, waarin veelal condensaten aanwezig zijn, dat wil zegge koolwaterstoffen die met het water meekomen. Dit water moet worden opgevangen. In Nederland mag dat alleen in tanks (WBAF, 2013). Daarmee zijn de risico’s vergelijkbaar met die bij het morsen van stoffen tijdens het mengen van de chemicaliën met water tijdens het samenstellen van de kraakvloeistof. De stoffen in het flowback water komen deels overeen met die in het geïnjecteerde water, maar omvatten mogelijk ook stoffen afkomstig uit de formatie, zoals bij het productiewater tijdens de exploitatie altijd het geval is. De EPA onderzoekt hoe vaak incidenten zijn gerapporteerd en wat de ernst en de oorzaken daarvan waren. Tevens onderzoekt EPA welke stoffen in beide watersoorten zijn aangetroffen.

9.7 Behandeling van het afvalwater en lozing De hoeveelheid afvalwater die bij hydraulic fracturing en vervolgens bij de exploitatie vrijkomt varieert al naar gelang de eigenschappen van de schalieformatie. De hoeveelheid flowbackwater kan variëren tussen 10 en 35% van het hoeveelheid water die is geïnjecteerd (WBAF (2013), Halliburton (2011), Tyndall (2011)). In de VS wordt het afvalwater veelal diep geïnjecteerd in speciale, injectieputten. Dit gebeurt wanneer het behandelen van het afvalwater duur is, lees: wanneer het afvalwater flink zout is. Dit is met productiewater vermoedelijk altijd het geval. Het probleem in de VS momenteel of tot voor kort is of was: onvoldoende zuivering van het afvalwater in bestaande afvalwaterzuiveringen. Zout water kan echter nooit met een bestaande zuivering worden behandeld. Er wordt in de VS dan ook veelal voor diepinjectie gekozen. Diepinjectie van afvalwater is in Nederland verboden, maar de vraag is of injectie voor schaliegaswinning wel mogelijk zal worden gemaakt, als geen alternatief beschikbaar is. De EPA zoekt uit welke behandelingsmethoden gebruikelijk zijn en hoe effectief die zijn voor de verschillende chemicaliën die verwijderd moeten worden. Ook kijkt zij 36 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

naar de gevolgen voor het oppervlaktewater waarop het (gezuiverde) afvalwater uiteindelijk wordt geloosd.

9.8 Environmental justice Eén van de essentiële en ver dragende aspecten van het onderzoek door de EPA is environmental justice (een bijna niet te vertalen uitdrukking). Het betreft het oprecht en zinvol betrekken van het publiek (ongeacht ras, kleur, origine of inkomen) bij de ontwikkeling, implementatie en handhaving van milieuwetten, -regelingen en politiek, waarbij zorgvuldig wordt gescreend dat de lasten niet disproportioneel bij bepaalde zwakke groepen, gemeenschappen of regio’s terecht komen.. Hoewel dat in de VS door de samenstelling van de bevolking sowieso erg gevoelig ligt, is ook in Nederland dit aspect van grote betekenis in situaties waarin mensen zich overrompeld weten door vergaande beslissingen vanuit Den Haag, die hun levensomgeving aantasten, en daarbij niet het gevoel hebben serieus genomen te worden. Het aantal provincies en gemeenten dat zich sinds 2012 schalievrij heeft verklaard spreekt, wat dit betreft, boekdelen (zie Figuur 3). Eén van de aspecten, die meer specifiek zijn voor de VS, is dat de meeste bewoners van rurale gebieden afhankelijk zijn van hun eigen drinkwaterbron, die niet van overheidswege verplicht regelmatig moeten worden onderzocht. Dit impliceert dat de gezondheid van deze mensen gevaar kan lopen door onopgemerkte verontreiniging van de laag waaruit zij hun drinkwater onttrekken. Dit is slechts één voorbeeld van environmental injustice. In Nederland speelt dit door de weide verbreiding van de openbare drinkwatervoorziening veel minder, maar er bestaat wel degelijk potentieel risico waar het gaat om drenking van vee uit grondwater, naast uiteraard risico’s voor het aquatisch milieu wanneer verontreinigd grondwater via oppervlaktewater wordt afgevoerd.

9.9

Afvalwater

Het afvalwater van hydraulic fracturing wordt in de VS meestal geïnjecteerd in zogenoemde UIC putten (Underground Injection Control Wells). Volgens de tekst op Wikipedia worden (in de VS) zulke putten. Vertaald: “vrij algemeen beschouwd als de beste methode om van milieugevaarlijk afvalwater af te komen”. In de tekst op Wikipedia ontbreken echter de referenties. De tekst geeft bovendien de indruk positief gekleurd te zijn, daar zij de zuiverende filterwerking van de injectielaag en de verspreiding over een groot oppervlak als milieuvoordelig aanprijst, terwijl het laatste vanuit algemeen milieuperspectief of ,zo u wilt, milieu-ethiek niet juist is. De EPA heeft regels uitgevaardigd voor UIC putten met het doel drinkwaterputten te beschermen. De EPA-regels omvatten zes klassen van injectieputten voor afvalwater: 1) Putten voor injectie van huishoudelijk en industrieel afvalwater onder zoete watervoerende lagen waaruit drinkwater wordt gewonnen; 2) putten voor injectie van vloeistoffen en gassen die samenhangen met olie- en gasproductie, exclusief hydraulic fracturing; 3) putten voor injectie van vloeistoffen ontstaan door mijnbouw en zoutwinning onder watervoerende lagen die voor drinkwaterwinning worden gebruikt; 4) putten voor injectie van afvalwater in of boven de laag waaruit drinkwater wordt gewonnen; 5) putten die stoffen injecteren die niet gevaarlijk zijn voor het milieu of de gezondheid en , tenslotte, 6) putten die CO2 injecteren voor permanente opslag in diepe lagen.


In Nederland is injectie van afvalwater in de bodem verboden, behalve als onderdeel van actieve olie- en gaswinning (WBAF, 2013). Het is waarschijnlijk dat het afvalwater dat bij de Nederlandse schaliegaswinning zal vrijkomen erg zout zal zijn en daarom niet tegen economisch aanvaardbare kosten kan worden behandeld. Ik verwacht druk vanuit de olie- en gaswereld om de lozing van afvalwater dat vrijkomt bij schaliegaswinning ook te beschouwen als onderdeel van de conventionele olie- en gaswinning, en de injectie ervan straks toe te staan. Ook al zou dit voor het milieu de beste oplossing zijn, onderstreept dit punt het belang van adequate op de komende situatie toegesneden weten regelgeving. Op zichzelf bestaat er weinig objectief bezwaar tegen injecteren van afvalwater van hydraulic fracturing operaties en van productiewater in verlaten olie- en gasreservoirs. Dit aangezien het bestaan van deze reservoirs het fysische bewijs vormt van ondoorlatendheid van de laag die het reservoir afdekt. Zeker wanneer het injectiewater een enigszins geringere dichtheid heeft dan het water in het verlaten reservoir, zal het onder het natuurlijke geologische dak gevangen blijven als oorspronkelijk daarin aanwezige olie of gas. Het is uiteraard wel de vraag in hoeverre de beschikbare reservoirruimte overeenkomt met het benodigde volume te injecteren afvalwater. Echter, juist omdat het bij grootschalige winning van schaliegas ook om grote hoeveelheden water gaat, verdient deze injectie speciale aandacht wegens gevaar voor aardbevingen, zoals eerder besproken. Los hiervan is algemene aandacht nodig voor de werkingsgraad van de zuiveringen die de industrie voor zich ziet om het afvalwater van de schaliegaswinning geschikt te maken voor lozing op het oppervlaktewater. Dit is uiteindelijk de enige praktische en economische mogelijkheid naast eventueel injecteren. In Nederland zullen met name de waterschappen hier scherp op moeten toezien en de volledige kennis moeten hebben van de stoffen die in het bewuste afvalwater voorkomen en mogelijk in het resterende afvalslib terecht komen. Niet de beschikking hebben over de samenstelling van de stoffen die in het afvalwater voorkomen, met het risico dat het laboratorium ze niet kan detecteren, zou maatschappelijk ontoelaatbaar moeten zijn, en vormt een risico met potentieel onbeheersbare saneringsgevolgen.


10 Het rapport van het Tyndall Centre (2011) Tyndall (2011) rapporteert over de mogelijke risico’s van de schaliegascyclus voor het VK. Het rapport gaat onder andere uitgebreid in op de chemicaliën die bij schaliegaswinning in de USA zijn gebruikt en onder andere door New York State zijn verzameld en gepubliceerd (NYS, 2009). Het rapport geeft ook een gedetailleerde beschrijving van het boorproces en de daarbij benodigde hulpstoffen en gemoeide hoeveelheden water. Tyndall (2011) komt voor het VK tot de volgende conclusies: Het watergebruik in samenhang met schaliegaswinning kan een aanzienlijke belasting voor de lokale watervoorziening betekenen, terwijl waterbronnen al op vele plaatsen in het VK onder druk staan. Tyndall (2011) concludeert voorts dat het risico van verontreiniging van grondwater als bron voor drinkwater zal leiden tot veel lokaal bezwaar. Dit geldt evenzeer voor geluidsoverlast als er maandenlang zo niet jaren lang nabij bewoning dag en nacht continu wordt geboord en gewerkt. Tabel 2 geeft een overzicht van de hulpbronnen die gemoeid zijn met de constructie van 6 putten 2000 m diep met strengen van 1200 m vanaf één locatie. Het door Halliburton (2011) uitgewerkte plan voor het gebied van 25x25 km tussen Den Bosch en Eindhoven omvat 73 boorlocaties met elk 8 tot 10 putten tot ca. 3000 m diep met strengen van gemiddeld 1800 m lengte met elk ca. 20 fracturen (Tabel 1). Het gaat dus om een flinke industriële activiteit. Tabel 2: Overzicht van verbruikte hulpbronnen bij schaliegaswinning

Een ander krachtig overzicht uit het Tyndall rapport stamt van New York State (NYS, 2009). Het geeft aan wat er allemaal nodig is alvorens de schaliegasput in productie komt.


Tabel 3: Overzicht van operaties voorafgaand aan de productiefase (overgenomen uit Tyndall (2011)

Ook voor Nederland mogen we concluderen dat de som van de gevolgen en risico’s van schaliegas in beschouwing moet worden genomen, zeker vanwege de hoge bevolkingsdichtheid in ons land. Het gesommeerde risico en gevolgen zijn aanzienlijk zodra schaliegas moet worden gewonnen in hoeveelheden die aantellen op de nationale balans. Tyndall (2011). Tabel 2.8 van het Tyndall (2011) rapport geeft de benodigde hulpbronnen voor schaliegaswinning van 9 miljard m3 per jaar gedurende 40 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

20 jaar voor het VK. Negen miljard m3/a komt overeen met 20% van de binnenlandse consumptie in Nederland (zie Tabel 1, kolom 5). Tabel 4 hieronder is daarom geschikt als maat voor de invloed die grootschalige winning van schaliegas ook in Nederland zal kunnen hebben. Voor het gebied tussen Den Bosch en Eindhoven gaat het om 637 putten (Halliburton, 2011) op 625 km2. Het totale waterverbruik komt op deze schaal neer op 1 tot 6 miljoen m3/jaar. Tabel 4: Benodigde hulpbronnen voor het leveren van 9 miljard m3 gas per jaar (10% van het gasverbruik van het VK in 2008.


11 Risico’s volgens Halliburton (2011) In dit hoofdstuk wordt ingegaan op de risico-aspecten voor het water zijn zoals die uit het rapport van Halliburton (2011) naar voren komen. Dit doen we omdat dit rapport deels als fundament voor WBAF (2013) kan worden beschouwd en een goed inzicht geeft in de aanpak van schaliegaswinning zoals de oliemaatschappijen die voor zich zien. • •

• • • • • • •

•

• •

De titel van het hoofdstuk “Surface Constraints” maakt duidelijk dat “surface constraints” worden gezien als betrekking hebbend op de oppervlaktelocatie en niet op wat zich onder de grond afspeelt. Wat betreft boorlocaties wordt door Halliburton (2011) apart de categorie “might-go areas” onderscheiden. Hieronder vallen: ecologisch gevoelige gebieden (Ecologische Hoofdstructuur, Natura 2000- gebieden), grondwaterbeschermingsgebieden en bosringvrije zones. Voorts betreft lozing van afvalwater uiteraard meer stakeholders dan de genoemde “sounding communities”. Bij “Air quality” staat dat deze “geadresseerd” moet worden, maar zeker niet dat die geheel te voorkomen is. Onder het kopje “ecological” gaat het om het minimaliseren van effecten op de ecologie, niet over het voorkómen daarvan. Pagina 27 spreekt over de waterwingebieden. Bladzijden 132 en 133 gaan over activiteiten die onder de Waterwet vallen. Er wordt gemeld dat de grondwaterjurisdictie in de Waterwet, artikel 6.12 d beperkt is tot 500 m beneden maaiveld. De auteurs schrijven voorts over de procedures en geeft aan wie het de bevoegde gezag is voor de vergunningverlening. Bladzijde 144 gaat over beschikbaarheid van drinkwater als bron voor de operaties en het verbod op het gebruik van chloor (wat de meeste Amerikanen telkens weer verbaast) en beperkte (industriële) beschikbaarheid van drinkwater tijdens piekuren, hetgeen wateropslag vereist. Verder brengt men het hoofddrinkwaterleidingensysteem in kaart in verband met mogelijk geschikte aantappunten. Bladzijde 146 handelt over zoet grondwater en het beleid van de Provincie Noord-Brabant dat erop gericht is het schone, diepe grondwater voor menselijke consumptie te reserveren en dit voor overexploitatie te behoeden. Voor minder hoogwaardig gebruik moet volgens de Provincie naar alternatieven worden gezocht. Er komen wat de Provincie betreft geen nieuwe vergunningen voor diepe winningen en ook geen verhoging van de totale vergunde onttrekking. Brakwater dan maar? Onttrekkingen beneden 500 m vallen onder de mijnwet. Het lijkt daarmee een optie in Noord-Brabant. Op blz. 148 wordt gerefereerd aan hoofdstuk 10 van het provinciale waterhuishoudingsplan, dat geheel gewijd is aan de waterkwantiteit. Dat schrijft de volgende prioriteiten-volgorde voor in het geval van watertekort voor landbouw of industrie: 1. 2. 3.

Verminder de vraag naar water Gebruik water in de omgeving beter Haal oppervlaktewater van buiten het gebied


4.

• • •

Grondwater

Gebruik van oppervlaktewater vereist een vergunning van het Waterschap, dat zijn eigen eisen stelt. Tenslotte wordt ingegaan op afvalwater als mogelijke waterbron voor het boren en fracken. Hoofdstuk 4.3.10 gaat vanaf p157 uitgebreid in op verschillende mogelijke zuiveringsinstallaties om goed water te krijgen en het afvalwater te behandelen dat bij de schaliegaswinning vrij komt.

Onder enig voorbehoud ten aanzien van calcium, magnesium en alkaliniteit, verwacht EBN (2013), op basis van het onderzoek dat zij hebben laten uitvoeren door Halliburton (2011), dat de kwaliteit van het oppervlaktewater en zelfs die van gezuiverd afvalwater voldoende is voor het fracken. Dit zou betekenen dat geen gebruik hoeft te worden gemaakt van drinkwater of grondwater. Ten aanzien van de afvoer en de verwerking van afvalwater, zoals boorvloeistof, het water dat terug stroomt na het fracken en het water dat tijdens de exploitatie wordt mee geproduceerd, is ook EBN (2013) vooralsnog vaag. Vertaald is het dit: “Afvalwater dat overblijft na het fracken, moet worden gereinigd voordat het kan worden teruggebracht in het watersysteem. Er bestaan verschillende methoden voor zuivering, afvoer of hergebruik van het water. De keuze hangt af van de planning van boorwerkzaamheden, de chemicaliën in de frack-vloeistof en de hoeveelheid te recyclen water. Het terug geproduceerde frack-water wordt in gesloten containers opgevangen en later naar gecertificeerde afvalverwerkingsbedrijven vervoerd of hergebruikt. De Amerikaanse manier van wateropslag in open bassins is in Nederland niet toegestaan vanwege strengere milieueisen.” De vraag welke de erkende afvalverwerkingsbedrijven zijn en hoe deze met het afvalwater omgaan wordt niet beantwoord in WBAF (2013). Het erkende afvalwerkingsbedrijf dat het afvalwater moet ontvangen en adequaat verwerken is een terugkomend fenomeen in de rapporten, inclusief dat van WBAF (2013). Het lijkt alsof men nog niet wat hoe met dit afvalwater om te gaan. Dit aspect zal diepgaand moeten worden beschouwd in elke MER die over schaliegaswinning gemaakt wordt. Desondanks is die aspect alleen van indirect belang voor het grondwater. Ik verwacht niet dat dit bij adequaat opletten en handelen van de waterschappen vooralsnog een groot risico is. Maar het leidt mogelijk tot ontwikkelen of bevorderen van alternatieven, zoals injectie van afvalwater in diepe formaties, die op zelf andere risico’s met zich mee brengen.


Deel 2, Analyse


12 Schalie-eigenschappen en schaliegasproductie kwantitatief Het Halliburton (2011) rapport geeft veel inzicht in de eigenschappen van de Posidonia-laag en de hoeveelheid gas die daaruit mogelijk gewonnen kan worden (Figuur 2). Hierna volgt een kwantitatief overzicht wat tot doel heeft een aantal aspecten van de schaliegaswinning in Nederland scherper op het netvlies te krijgen. Met behulp van het rapport van Janzen (2012) kan de Nederlandse schalie worden vergeleken met de eigenschappen van enkele andere schalies in de VS. Daaruit zal blijken hoe de Nederlandse schalie afsteekt tussen andere, veel bekendere schaliegasvoorkomens.

12.1 Schaliegas uit de Posidonia-laag Figuur 11 uit Halliburton (2011) laat zien dat de standaard put in de Posidonia-laag, 1500 m lang wordt. Met 22 scheuren per put en de verwachte doorlatendheid van de schalie zou een put gedurende 15 jaar 200 miljoen m3 gas moeten produceren.

Figuur 11: Verwachte productie van schaliegasput in de Posidonia-laag (Halliburton, 2011)

Een andere manier om ernaar te kijken is via productie in termen van dagelijkse opbrengst. Figuur 12 geeft dit in duizenden m3/d. Daaruit blijkt dat de productie na 15 jaar is teruggevallen tot ca. 15% van wat die aan het eind van het eerste jaar was.


Figuur 12: Verloop van de dagelijkse gasproductie van putten in de Posidonia-laag.

Hoewel Figuur 12 de indruk kan geven dat de cumulatieve productie na 15 jaar nog wel even door zal gaan, mag die lijn niet zomaar worden doorgetrokken. Immers, na zekere tijd gaan de drukverlagingen vanuit naburige scheuren elkaar beïnvloeden en neemt de productie verder af. Dit gebeurt omdat met de daling van de druk ook de drukgradiënt afneemt. Deze drukgradiënt is essentieel om het gas door het zeer slecht doorlatende gesteente naar de scheuren te laten stromen, en vandaar naar de putten. De drukgradiënt is enorm als men bedenkt dat de oorspronkelijke spanning in op overspanning staande schalie 300 tot 400 bar is en die in het boorgat in de orde van 100 bar. We praten dan over een drukverlaging die het equivalent is van 2 tot 3 km waterkolom. Ergo, de economische levensduur van een put zal niet veel langer kunnen worden gerekt dan 25 jaar, gedurende welke ca. 40% van het totaal in de laag aanwezige gas zal zijn gewonnen (WBAF (2013), sectie A3.3.1). De gemiddelde put in de Lafayette schalie in de VS levert tussen zijn 20e en 40e jaar nog ca. 20% van de hoeveelheid die in de eerste 20 jaar is geproduceerd (Mason, 2011). Maar precies weten we het niet, want de putten waren in 2011 pas een jaar of vier vijf oud, zodat ook deze Amerikaanse cijfers geheel op extrapolatie zijn gebaseerd. Ook meldt Mason (2012) dat tot 30% van de nieuw geboorde putten in de Lafayette schalie economisch onrendabel is, wat wijst op aanzienlijke variabiliteit rond het gemiddelde. De bewering in Zijp (2012) dat de putten 20-40 jaar blijven produceren is dan op zichzelf wel waar, maar gezien hun productie-terugloop is dit waarschijnlijk economisch overdreven, omdat die laatste twintig jaar meer weghebben van nadruppelen, of, zo u wilt, uitblazen. De cumulatieve productie van de standaard 1500 m lange Posidonia-put van 200 miljoen m3 over 15 jaar (Figuur 11), geeft een totale cumulatieve productie over diens gehele leven van 240 miljoen m3. Dit is een totale opbrengst van 160000 m3/m 46 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

putlengte. Berekend over 1200 km put komen we uit op 200 miljard m3. Verdeeld over een exploitatieperiode van 25 jaar kan hiermee 8 miljard m3/per jaar worden geproduceerd, waarbij geen rekening is gehouden met de onvermijdbare en logistiek noodzakelijke spreiding in de tijd van de aanleg en de productie. Dit is ca. 12.5% van de Nederlandse binnenlandse consumptie gedurende 25 jaar of ca. 3 jaar totale binnenlandse consumptie. Maar je moet er wel wat voor doen! Deze productiehoeveelheid komt overeen met het overzicht in Tabel 4 voor het VK. Vreemd genoeg zitten we hiermee niet ver onder de in totaal voor Nederland geschatte schalievoorraad, terwijl daarvoor slechts een gebied van 25x25 km voor40% zou moeten worden leeggezogen. Ergo, hoewel het gebied rond Boxtel als “sweet spot” wordt aangeduid door Halliburton (2011), is er ofwel te optimistisch gerekend door Halliburton ofwel te pessimistisch geschat door Kamp (2013), dit aangezien het totale gebied met schaliegas in Nederland veel groter is dan de 25 bij 25 km rond Boxtel. Het gebied met de Posidonia-schalie loopt minimaal door tot onder Scheveningen, en wordt naar het westen toe bovendien steeds breder (Figuur 2). Hiernaast wordt ook de Geverik-laag in de Formatie van Epen als kansrijke schalie gezien. Een of twee proefboringen voor deze laag worden door Cuadrilla Resources BV (2013) voorzien in de Noordoostpolder. Misschien is de schatting van TNO, en overgenomen door de regering, (te) conservatief. Dat is goed, want de winbare voorraden voor een aantal velden in de VS zijn inmiddels teruggedraaid. In haar jaarlijkse overzicht bracht de EIA (2012)de geschatte schaliegasreserve terug van 234000 miljard m3 terug naar 136000 miljard m3, met name door herevaluatie van de reserves in de Marcellus schalie (UDO, 2012). Anderzijds nemen de totale geraamde reserves van de VS nog steeds toe. Dat neemt niet weg dat de omvang van de winbare Nederlandse voorraad schaliegas nog alles behalve zeker is. Een economisch aspect is een mogelijk dalende gasprijs; met name in de Verenigde staten zakt deze dusdanig dat dit voor een aantal gasexploitanten, waaronder BHP Billiton en Shell aanleiding was zich terug en 17 miljard af te boeken (Bloomberg News 130818). Voor Nederland moet nog blijken in welke mate de eisen, die vanuit milieu en veiligheid zullen worden gesteld, de exploitatie voor de gasmaatschappijen onrendabel zou kunnen maken. Hoe het ook zij, het rapport van Halliburton (2011) maakt klip en klaar duidelijk wat de bedoeling is, en wat je moet doen om schaliegas op grote schaal te winnen. WBAF (2013) spreekt over een scenario voor Brabant van 13 boorlocaties te ontwikkelen in de komende 25 jaar. Uit het voorgaande blijkt dat dit niet spoort met de wens van de regering tot grootschalig winnen van schaliegas, daarvoor is veel meer nodig. Dit impliceert tegelijk dat het ruimtelijk beslag en de risico’s navenant toenemen ten opzichte van het scenario waar WABF (2013) vanuit lijkt te zijn gegaan.

12.2

Eigenschappen van de Nederlandse schalie

Schalielagen worden door de petroleum-ingenieurs gekarakteriseerd met een aantal eigenschappen, die van belang zijn voor de mogelijke productiewijzen en productiehoeveelheden. De eigenschappen bepalen ook welke fracking techniek het meest geschikt is, welke eigenschappen en dus chemicaliën de kraakvloeistof nodig heeft en hoe groot de scheuren bij het kraken zullen worden. Belangrijk zijn de aanwezige hoeveelheid gas, de dikte van de schalielaag, de reservoirdruk, de doorlatendheid van de schalie, leklagen boven of onder de schalie, scheurbarrières, de Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 47

brosheidsindex en de verhouding tussen de grootse en kleinste korrelspanning in de schalielaag. Janzen (2012) laat zien dat onze Noord-Brabantse Posidonia-schalie op tal van punten minder scoort dan de bekende schalies in de VS (rode vakjes in Tabel 5). De rijpheid van de schalie in Tabel 5 heeft te maken met de kans op gas. Sw is het watergehalte van de schalie, dat uitmaakt hoeveel water uit de formatie met het gas mee komt en deels wat de weerstand tegen stromen van het gas zal zijn. De diepte bepaalt de boorkosten en de doorlatendheid van de schalie bepaalt de bereikbare capaciteit. Tabel 5: Eigenschappen van verschillende schalieformaties inclusief de Posidonia-laag

Met name de doorlatendheid van onze Posidonia is veel kleiner dan die van de bekende schalievelden in de VS, en is de factor die de economische haalbaarheid in belangrijke mate bepaalt. Voorts blijkt uit Tabel 5 dat de laag die op de Posidonia ligt 48 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

niet veel helpt om scheurgroei tegen te houden. Er kan hierdoor gemakkelijker een deel van de fracking-vloeistof weglekken. Wanneer dit gebeurt kan relatief veel water mee komen bij de winning. De Posidonia-schalie heeft een voor schalies relatieve lage brosheidsindex. De schalie is dus relatief zacht en heeft daardoor nauwelijks natuurlijke scheuren. Dit werkt ook nadelig uit op de uiteindelijke wincapaciteit. De lage brosheidsindex, die een combinatie is van de Young Modulus (samendrukbaarheid) en van de Poisson Ratio (mate waarin een brok formatie dikker wordt als hij van opzij wordt samengedrukt), zorgt ervoor dat bij het kraken geen complexe scheurnetwerken worden gevormd. Er ontstaan slechts simpele vlakke scheuren, wat het totale contactoppervlak tussen fractuur en schaliegasformatie beperkt. Vanwege deze lage brosheid, zal vermoedelijk ook met viskeuze gels moeten worden gekraakt in combinatie met veel vulmateriaal (proppant) met grovere korrels (ca. 1 mm, mesh 20/40, Janzen, 2012, Halliburton, 2011). Dit omdat anders de vulkorrels na het wegvallen en de fracking-druk simpelweg in de schalie worden gedrukt en de scheur zich kort na het fracken weer helemaal sluit. Tenslotte de spanningsanisotropie. Deze is groot in de Centrale slenk in NoordBrabant, waar Boxtel middenin ligt. Hij is vermoedelijk groter dan 10, en wel zo dat de kleinste horizontale korrelspanning in ZW-NO richting loopt, loodrecht op de lengteas van de Centrale slenk (NW-ZO). Dit komt omdat de flankerende breuken, te weten de Peelrandbreuk in het noorden en de Feldbiss in het zuiden, zich, op geologische tijdschaal, geleidelijk van elkaar verwijderen, waardoor de Centrale Slenk steeds dieper wegzakt. Bij zo'n sterke anisotropie is het wel zeker dat de scheuren zich loodrecht op de richting van de minimum spanning ontwikkelen, dus allemaal evenwijdig aan de hoofdas van de Centrale Slenk. Bijgevolg worden alle horizontale strengen van de schaliegasputten loodrecht op deze hoofdas gepland, zoals te zien is in Figuur 6. Het plan van Halliburton (2011) voor schaliegaswining rond Boxtel houdt met al deze factoren rekening. De uiteindelijke economisch haalbaarheid ligt niet bij voorbaat vast en zal ongetwijfeld op basis van de proefboringen worden beslecht. Janzen (2012) schrijft dat de laag boven de Posidonia-schalie weinig weerstand biedt tegen penetratie van scheuren. De weerstand is hoogstens plaatselijk aanwezig, aldus Janzen (2012). Halliburton (2011) rekent er wel op, op basis van de “closure stress” die aangeeft bij welke druk een scheur zich sluit. Halliburton (2011) constateert op basis van het spanningsverloop in zijn figuur 3.7, geldend voor de boring nabij Heusden, waar voldoende gegevens van zijn, dat de closure stress in de laag boven en onder de Posidonia ca. 34 bar (500 psi) hoger is dan in de Posidonia zelf met 185 bar (2700 psi). De analyse die Halliburton (2011) maakt is gebaseerd op een bestaande boring, de KWK-01, op 3.5 km ten noordoosten van Heusden net behoorden de Maas ( www.dinoloket.nl ). De Posidonia-schalie ligt hier op 1800 m diepte. Bij Boxtel is zijn diepte ca. 3100 m. De afstand tussen de KWK-01 en Boxtel is ca. 20 km. De poriedruk in een schaliegasformatie is in het algemeen hoger dan die in het formatiewater boven en onder de schalie. Het is alleen door de geringe doorlatendheid dat het gas miljoenen jaren op zijn plaats kon blijven. Ook de Posidonia wordt ingeschat als staande onder een zekere overspanning.


Eigenschappen van de Geverik-laag uit de Formatie van Epen zijn veel minder bekend dan die van de Posidonia. Deze zullen aan de hand van proefboringen definitief moeten worden bepaald. Alles bij elkaar staat op dit moment, dus in afwachting van proefboringen, niet vast of en zo ja hoeveel schaliegas in Nederland economisch winbaar zal zijn. Dit is ook de overtuiging van de regering (Kamp, 2013).


13 integriteit van de put Om een goed beeld te krijgen van risico’s ten aanzien van de integriteit van de put en dus de kans op lekkages van verontreinigingen naar het zoete grondwater, is inzicht nodig van de manier waarop putten worden gemaakt. Het gaat hierbij in eersten instantie om de kans op lekkage van boorvloeistof en in de tweede plaats om het risico op lekkage vanuit de put naar de omgeving tijdens het fracken en de latere productie. De eerste belangrijke factor is het kunnen verifiëren van de aanhechting van het cement aan de buitenste verbuizing en aan de formatie om zeker te kunnen zijn dat geen gas of vloeistof tussen put en formatie kan weglekken. De tweede factor is het kunnen detecteren van lekkages van de verbuizing tijdens fracken en productie.

13.1

Maken van het boorgat, wijze van boren

Het meest belangrijk voor het zoete grondwater is het doorboren van de lagen waaruit drinkwater wordt of kan worden gewonnen. Het boren door de zoete lagen, tot zeg 800 m diep (600 m volgens Frank de Boer van Cuadrilla Resources, BV, zie sectie 17), wordt uitgevoerd met een open boorgat met boorvloeistof die met additieven wordt verzwaard en van afpleisterende werking wordt voorzien. De additieven die in dit traject gebruikt worden, verschillen in principe niet van die welke bij andere boringen gebruikt worden, inclusief die door de waterleidingbedrijven. De gebruikte middelen, voornamelijk of uitsluitend bentoniet, zijn dus in principe schoon. Het is echter essentieel dat schoon boren door de zoete watervoerende lagen expliciet voor schaliegasboringen wordt vastgelegd. Halliburton (2011) schrijft dat de zoete grondwaterlagen vaak met lucht worden doorboord om verontreinigingen geheel te voorkomen. Dat geeft een schoon boorgat maar slechte monsters; men weet dan niet meer goed waar men doorheen boort. Lekkage is door de afpleisterende werking van de boorvloeistof, ondanks de overdruk in het boorgat, beperkt en bestaat in essentie uit formatiewater, dat bij het boren wordt rond gepompt. Naarmate de boring dieper in brakke en zoute lagen dringt neemt het zoutgehalte in het boorgat toe, maar blijft beperkt tot een gemiddelde van dat van het water in de doorboorde lagen. Het ligt niet in de verwachting dat hierbij belangrijke verontreiniging kan optreden. Het is standaard open-gat boortechniek. Wanneer de zoete lagen zijn doorboord, of de geplande diepte van 500-800 m is bereikt wordt de boor getrokken en wordt tot op de geboorde diepte een stalen verbuizing aangebracht, de oppervlakteverbuizing (surface casing). Daarna wordt de ruimte tussen deze verbuizing en het boorgat van onderen af volgeperst met “grout”, een cementmengsel. Dit gebeurt door het cementmengsel in de verbuizing naar beneden te persen, zodat het buitenom omhoog kruipt tussen verbuizing en formatie. Hiermee zijn de zoete watervoerende lagen hermetisch van de binnenzijde van de put afgesloten en wordt lekkage buitenom voorkomen. Vervolgens kan, of beter gezegd, hoort men vast te stellen dat het cement over de volle lengte zowel aan de verbuizing als aan de formatie hecht. Dit kan worden uitgevoerd met standaard geofysische methoden die overal in de olie- en gasindustrie worden gebruikt. Mogelijk dat dit in de VS niet altijd gebeurt, bijvoorbeeld om dat niet elke deelstaat dit vereist. Dit behoort in Nederland wel het geval te zijn, of in elk geval te worden vastgelegd in de vereiste procedures en best practices, inclusief de reparatie en het succes daarvan wanneer mocht blijken dat het cementeren niet goed is verlopen. De standaard dagelijkse rapportage aan de Staatdienst voor de Mijnen is één Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 51

van de middelen om de voorkomen dat missers niet achteraf kunnen worden verdoezeld. Vervolgens wordt een boor met kleinere diameter ingebracht, die de tijdelijke cementprop onderin de verbuizing doorboort, en zich daarna een weg naar beneden baant, opnieuw in een open boorgat. Ook hier moet de boorvloeistof zorgen voor overdruk op de boorgatwand en afpleistering. Mogelijk, maar niet noodzakelijk moeten andere hulpstoffen aan de boorvloeistof worden toegevoegd dan in het voorgaande traject het geval was. We zitten dan al ver in de zoute formaties, mogelijk op meerdere kilometers diepte. Op de vereiste diepte aangekomen, herhaalt zich de hiervoor beschreven procedure. Er wordt een nieuwe verbuizing aangebracht vanaf maaiveld tot op diepte. Deze zogenoemde tussenverbuizing (intermediate casing) bevindt zich over de eerste 500800 m binnen de voorgaande verbuizing en daaronder in het open boorgat. Eenmaal aangebracht, wordt ook hierin cementmengsel naar beneden geperst dat van onderen buitenlangs de ruimte opvult tussen de tussenverbuizing en de formatie. Ook deze tussenverbuizing wordt (of zou dat moeten) over de hele gecementeerde lengte fysisch gecontroleerd op goede aanhechting. Ook hier ontstaat zodoende een hermetisch afsluiting tussen put en formatie. Dezelfde procedure herhaalt zich voor het laatste traject. Denkbare boorvloeistofadditieven zijn zout, of in een extreme situatie, olie, bijvoorbeeld om door een steenzoutlaag heen te kunnen boren die anders door oplossing instabiel zou zijn. Dit zal zich voordoen bij boren naar de Geverik-laag, die zich veelal onder het Zechstein bevindt, de steenzoutlaag die ook het Slochterenreservoir van boven afsluit. Overigens is het niet zeker of boorvloeistof met olie in Nederland acceptabel zal zijn, met name door de vraag wat er vervolgens met de boorvloeistof moet gebeuren en de vervuiling van het boorgruis die dit veroorzaakt. Daar zit het grootste milieurisico. Boorvloeistof op oliebasis wordt al in toenemende mate uitgebannen omdat het inert gemaakt en gedumpt moet worden. Anderzijds is de oil-based mud soms noodzakelijk bij doorboren van reactieve, d.w.z. zwellende schalie (een schalie met veel smectiet, een kleimineraal). Het is dus niet op voorhand zeker dat het niet zal worden gebruikt.

13.2

De essentie van de annulaire ruimte tussen de verbuizingen voor de bewaking van de integriteit van de put

Figuur 14 en Figuur 13 laten zien dat de annulaire ruimte tussen de “production casing” (tot ca. 600-800 m diepte) en de “intermediate casing” (tot ca. 1500 m diepte) gevuld is met boorvloeistof. Dit betekent dat, indien gas ontsnapt naar de annulaire ruimte tussen deze twee verbuizingen in, en dit gas daarin dus omhoog borrelt, dit direct meetbaar is aan de hand van de druk die zich daardoor in deze annulaire ruimte opbouwt. Het vol boorvloeistof houden van de annulaire ruimte is zodoende een garantie dat lekkage van gas met zekerheid gesignaleerd wordt met een manometer op de put die voor dit doel op deze annulaire ruimte is aangesloten. Ook het gas zelf zou direct worden gedetecteerd met een ventiel of afsluiter op deze ruimte.


Figuur 13: Toelichting op de verschillende verbuizingen van een gasput( van www.FracFocus.org)


Figuur 14: Verbuizingsschema van een typische schaliegasput (Uit Halliburton, 2011)

Hetzelfde geldt voor de annulaire ruimte tussen de tussenverbuizing en de oppervlakteverbuizing. De tussenverbuizing moet de zoete watervoerende lagen vrijwaren van lekkages. Als de druk oploopt in de annulaire ruimte tussen de productieverbuizing en de tussenverbuizing, en dit gas vervolgens doorlekt naar annulaire ruimte tussen de tussenverbuizing en de oppervlakteverbuizing, dan is ook deze druktoename direct te meten met een manometer die op deze annulaire ruimte is aangesloten. Zelfs de annulaire ruimte tussen de productiebuis “production tubing” en de productieverbuizing kan met een manometer op lekkage van de productiebuis worden gecontroleerd. We hebben hier dus een dubbele tot zelfs driedubbele controleerbare barrière en daarmee zekerheid dat lekkages boven de onderzijde van de “intermediate casing” snel detecteerbaar zijn aan de hand van de druk in de annulaire ruimte(s). Deze drukken worden altijd bewaakt, juist omdat zij zo belangrijk zijn voor de isolatie van de put van zijn omgeving. Deze vorm gaslekkage lijkt derhalve buitengewoon onwaarschijnlijk, hetgeen ook altijd door de industrie wordt beweerd. Het is overigens wel essentieel dat deze bewaking expliciet wordt geborgd. Een lekkage die mogelijk ongemerkt zou kunnen optreden, is die vanuit de “production casing” naar de boorvloeistof beneden de onderzijde van de “intermediate casing”, die blijkens Figuur 14 niet gecementeerd is. Gasbellen zouden zich van daaruit een weg kunnen banen de formatie in. Het is de vraag of dit mogelijk is. De boorvloeistof is zwaarder dan water, heeft een soortelijke massa van bijvoorbeeld 1100 of 1200 kg/m3. Zelfs zonder deze verhoogde dichtheid geldt bij een diepte van onderkant (de schoen) van de tussenverbuizing beneden 1000 m een druk van het formatiewater en boorvloeistof van meer dan100 bar. Deze druk is dan ongeveer gelijk aan of wat groter dan de druk van het gas in het boorgat, eveneens ca. 100 bar. Dit betekent dat beneden dieptes van ca. 1000 m, het gas onmogelijk naar buiten kan lekken; de waterdruk buiten de productieverbuizing is daar hoger dan de gasdruk erbinnen. Dus beneden zeg 1000 m is een open boorgat gevuld met boorvloeistof veilig. 54 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

Het spreekt vanzelf dat deze fysische veiligheid afhangt van een juist ontwerp van put, de productiedrukken en met name ook de handhaving daarvan. Maar als dit verzekerd is, mag het boorgat als fysisch veilig worden beschouwd. Hoewel de getallen in het hier voorgeschotelde rekenvoorbeeld kunnen afwijken van de waarden die in de praktijk uiteindelijk worden gehanteerd, geldt dat met een goede afstemming van dieptes van verbuizingen en druk tijdens de productie, een zo goed als honderd procent veilige situatie wordt bereikt. Voor wat betreft het gecementeerde deel van de “production casing” onder in de put, beneden het zogenoemde “Kick Off Point” en langs het horizontale traject, geldt evenzeer dat de druk van het formatiewater en het gas buiten de put hoger zijn dan die binnen de “production casing”. De gasdruk in de formatie en in de scheuren buiten de horizontale streng van de put is, tijdens de productie, altijd hoger dan in de put, want anders kan er geen gas worden gewonnen. Het drukverschil tussen de schalielaag en de “production casing” bedraagt hier zo'n 200 tot 300 m bar, wat overeenkomt met een waterkolom van 2 tot 3 km lengte. In de praktijk wordt het volgens olie-exploratie prof. dr. ir. Jan-Dirk Jansen (TUDelft, hij was ook zelf enkele jaren boormeester), ook de feitelijke winbuis, de “production tubing”, van de binnenverbuizing, de “production casing”, is gescheiden door plaatsing van afsluiters (packers) op grote diepte. Dit is van belang om zowel afzettingen op, als corrosie van de “production casing” te voorkomen. De vloeistof tussen de “production tubing” en de “production casing” is afgesteld op preventie van corrosie. Ook in deze annulaire ruimte wordt de druk gemeten en kan lekkage onmiddellijk worden vastgesteld. Dit betekent dat tussen de feitelijke “production tubing” en de oppervlakteverbuizing, drie annulaire ruimten aanwezig zijn over minimaal de volledige dikte van de zoete watervoerende lagen, zeg 500-800 m, waarin de kleinste lekkages zich onmiddellijk laten detecteren. Na deze analyse rijst de vraag waar het thermogene methaan in grondwater van afkomstig waarover recent in de USA is gerapporteerd (Osborn et al., 2011). Bij het lezen rijst het vermoeden dat het hier deels gaat om gebrekkige onderlinge verhoudingen van boven beschreven parameters, respectievelijk handhaving van de bijbehorende drukken. Ook wordt gemeld dat in de VS veel kleinere bedrijven zich op de schaliegasmarkt hebben gestort, die mogelijk moeite hebben te voldoen aan de vereiste veiligheid, kennis en kwaliteit van processen en materialen. In de VS is bijvoorbeeld discussie gevoerd of de tussenverbuizing nu wel of niet nodig is; de regels verschillen per deelstaat. In elk geval zien we dat er met de tussenverbuizing voor gezorgd kan worden dat overal waar in de productieverbuizing overdruk heerst er een dubbele stalen wand voorhanden is, met daartussen een annulaire ruimte waarin de druk gemeten kan worden, en waarmee derhalve voor honderd procent kan worden gegarandeerd dat de put naar de formatie toe lekvrij is. De verbuizing over het traject van de zoete watervoerende lagen, te weten de oppervlakteverbuizing (tot ca. 600 m), de tussenverbuizing (tot ca. 2000 m) en de productieverbuizing (tot einddiepe) en zelfs de productiebuis daarbinnen zorgen samen voor vier barrières met daartussen 3 annulaire ruimten om te monitoren. De VS kent per staat verschillende eisen wat betreft noodzakelijke diepte en aantal verbuizingen, alsmede voor het cementeren. Vaak hoeft niet het totale doorboorde traject van cement te worden voorzien en blijft dus een stuk boven de productieformatie en beneden de diepste aquifer open. Cementeren verloopt bovendien niet altijd vlekkeloos, terwijl de kwaliteit van het cementeren essentieel is Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 55

voor de bescherming van het grondwater tegen vervuiling vanuit diepere zones. De meeste, wellicht nagenoeg alle gerapporteerde ongelukken komen voort uit menselijk falen, zoals lekkende pijpverbindingen, niet voldoende opletten tijdens boren (blowout), en de genoemde fouten bij het cementeren. Hoe veilig de boring en de putten theoretisch ook mogen zijn, er gaat bij de grote aantallen putten die worden schaliegaswinning worden gemaakt en geëxploiteerd toch af en toe wat mis. Bij honderdduizenden putten heb je als overheid geen of nauwelijks overzicht meer. Het manco bij het vergelijken van conventionele gaswinning met de schaliegaswinning ligt in het verschil in omvang van het aantal putten en activiteiten. De enorme omvang van de schaliegas-activiteiten in de USA maken adequaat handhaven in de praktijk onmogelijk. Om onder de gegeven omstandigheden een klein beetje meer ogen in het veld te hebben heeft de EPA een “eyes on drilling tipline” geopend. Hierin kunnen burgers incidenten melden via [email protected] . Het argument daarbij is: “Met het toenemende aantal putten veranderen risico's die als slechts mogelijk werden beschouwd in risico's die waarschijnlijk zijn.”

13.3

Blow-outs

WBAF (2013) schrijven dat blow-outs bij schaliegaswinning niet kunnen voorkomen. Het is altijd een risico bij diep boren dat onverhoeds gas wordt aangeboord. Het bedacht zijn op aanboren van gas is niet specifiek voor schaliegasboren. Het risico van aanboren van gas is niet geheel nul omdat het uiteindelijk gaat om grote aantallen putten, waarbij het nagenoeg zeker is dat elk gasvoorkomen dat mogelijk aanwezig is vroeg of laat zal worden aangeboord. Dit soort zaken voorkomen kan door goed bestuderen van seismiek of uitvoeren van extra seismisch onderzoek over de ruimte en de diepten waarover naar beneden wordt geboord. Een gasvoorkomen is in principe goed detecteerbaar door de verlaging van de geluidssnelheid die gas veroorzaakt als het in een gesteente aanwezig is. Verder komt het aan op gekwalificeerd personeel op het boorplatform dat oplet. Aan de procedures kan het niet liggen. Een blow-out, zo die optreedt, gaat met veel vervuiling samen: modder en condensaat (koolwaterstoffen) uit de formatie, die over een aanzienlijk gebied kunnen worden verspreid. Een blow-out vanuit het schaliegasreservoir is zelf niet goed mogelijk omdat de aanvoer van gas beperkt wordt door de geringe doorlatendheid van de schalieformatie. Mocht het misgaan, dan is de schade beperkt tot een felle brand die het uitstromende gas kan veroorzaken. Echter de put zou redelijk gemakkelijk moeten kunnen worden gedicht, bij voorkeur door inspuiten van vloeistof, die door zijn gewicht (ten opzichte van gas) de put weldra zal smoren. Een “blow-out” van een schaliegasput is van een wezenlijk geringe impact dan van een put in een conventioneel gasveld, waarin het gas in veel grotere hoeveelheden kan toestromen.

13.4

Corrosie en afsluiten van de put

Oude putten die niet goed zijn afgedicht zouden kortsluitwegen voor gas kunnen vormen. Over een jaar of honderd, wanneer deze hele “gas-boom” (Eng.) alweer driekwart jaar achter ons ligt, zijn ook de nieuwe putten van vandaag oud. Het is van belang dat we ons rekenschap geven van de vraag hoe ze er dan bij staan. Immers de drinkwatervoorziening dient wel door te gaan, ook al zijn we dan al hopelijk een halve eeuw over op duurzame en vernieuwbare energie. Vanaf dat moment, driekwart eeuw terugkijkend, zien we putten die alle zijn afgesloten volgens de regels van 56 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

Staatstoezicht op de Mijnen anno ca. 2020. Wellicht zijn de achtergebleven verbuizingen dan al voor een deel gecorrodeerd. Dat zou natuurlijk niets geven wanneer de putten aan het einde van hun leven van onderen tot boven waren volgestort met slecht doorlatende klastisch materiaal zoals klei of cement. De huidige voorschriften zijn best ingewikkeld, maar het komt er toch op neer dat niet de hele put hoeft te worden volgestort. Slechts op een aantal strategische plaatsen bij de verbindingen tussen verbuizingen binnen de “production casing” en bovenin dienen cementproppen te worden aangebracht van minstens 50 tot 150 m lengte, wat natuurlijk maar een fractie is van de hele put, die immers meerdere kilometers diep en lang is. Ook de annulaire ruimtes dienen zo goed mogelijk met cement te worden gevuld. Ik geloof graag dat daar adequate technieken voor zijn, maar van bovenaf ingieten zal niet werken. En de vraag is in hoeverre wordt gecontroleerd of de betreffende vulling succesvol was. Uiteindelijk wordt de put op 3 m beneden maaiveld afgezaagd, dichtgebout en ondergeschoffeld, tenzij dat van de grondeigenaar niet hoeft. Is dit voldoende veilig? Langs de trajecten met tientallen meters lange proppen cement kan wellicht geen gas passeren. Ook niet al zouden de buizen geheel wegcorroderen, wat onwaarschijnlijk is door de hoge pH van het cement. Tussen de proppen bevindt zich vloeistof die voor voldoende druk zorgt, zodat gas moeilijk kan ontsnappen, ook wat dat betreft. Deze vloeistof is mogelijk ook zo afgesteld dat hij corrosie tegen gaat. De zo afgesloten putten kunnen dus vast wel een aantal honderden jaren mee. Het is echter een open vraag of er uiteindelijk toch nog gas onder hoge druk omhoog kan borrelen vanuit of langs de “production casing”. Het echter niet goed te begrijpen hoe het resterende schaliegas nog uit zijn laag zou kunnen ontvluchten gezien de verlaagde druk die na de exploitatie daarin overblijft. Deze gasdruk is immers lager dan die van het omringende formatiewater, inclusief dat in de fracturen. De fracturen zouden op den duur ook worden dichtgedrukt (mondelinge mededeling Dr.ir. K-H Wolf, TUDelft, 2013). Aldus, lijkt het predicaat “veilig na afloop” gerechtvaardigd, alleen de termijn gedurende welke dat het geval is staat niet bij voorbaat vast. Om elk risico ook in de verre toekomst voor te zijn, is het sterk aan te bevelen om afdankte putten geheel met cement te vullen; er staan gewoon teveel oude putten bijvoorbeeld in de Everglades voortdurend te borrelen (TV documentaire, 2013). Risico's ontstaan waar niet volgens de richtlijnen wordt gehandeld. Dat geldt ook bij het adequaat afdichten van afgeschreven putten. Dertig jaar verantwoordelijkheid voor afgedankte putten wil niet zeggen dat de afdichting maar 30 jaar hoeft mee te gaan. Om afwenteling van toekomstige narigheid op de maatschappij voor te zijn verdient het verre de voorkeur om alle afgeschreven putten geheel met cement te vullen.


14 Risico’s verontreiniging grondwater Algemeen wordt bij schaliegasexploratie en –exploitatie gevreesd voor verontreiniging van onze drinkwaterbronnen en aantasting van natuur en ecologie. Afgezien van luchtverontreiniging, de herrie vanaf de bouwplaats door dag en nacht licht gedurende jaren van constructie, verdwijning van habitat en versnippering door aanleg van boorlocaties, wegen en infrastructuur, en onrust door grote aantallen transport met zwaar materieel, zoals tankauto's, hebben risico's voor drinkwater en natuur veel met elkaar gemeen. Het gaat in beide gevallen over het risico van verontreiniging, waarbij wat het oppervlaktewater betreft, vooral morsen, afspoeling, en ongevallen de aandacht opeisen. Bij grondwater geldt dit met name voor lekkage in de ondergrond, hetzij 1) door verontreiniging van bovenaf (lekkage op de boorlocatie, bij transportongevallen, infiltratie vanuit oppervlaktewater) dan wel als gevolg van 2) het fracken (frack-vloeistof, gas, geproduceerd formatiewater), 3) lekkage van boorvloeistof tijdens het boren, 4) lekkage van putten tijdens de exploitatie, of 5) door corrosie lang nadat de putten zijn verlaten. Tenslotte is van essentieel belang wat het uiteindelijke lot wordt van het afvalwater dat bij het boren, kraken en exploiteren van de schaliegasputten vrijkomt. Hiernaast kan vervuiling ontstaan vanuit het boorgruis dat vrijkomt bij het boorproces.

14.1

Boorgruis

Wat gebeurt er met het materiaal dat vrijkomt bij het boren, het zogenoemde boorgruis, waarin waarschijnlijk koolwaterstoffen, zuur vormende stoffen (pyriet), en daarmee zware metalen, en misschien enige radioactiviteit aanwezig zijn? Gestort vast materiaal uit de diepe ondergrond is berucht als “mine tailings” die door uitlogen als gevolg van doorsijpelend regenwater jarenlang zuurvormende en toxische stoffen zoals zware metalen uitlogen, die het oppervlaktewater vervuilen en de ecologie soms tot ver stroomafwaarts beschadigen (zie bijv. Salomons, 1996). Het Colorado Bureau of Land Management (Robinson, 2005) heeft meer dan 2750 verlaten mijnen op publiek land waarvan de kosten van het saneren van het mijnafval in vele tientallen miljoenen lopen. Radioactiviteit die meekomt in het boorgruis is een groeiende zorg bij het dumpen van boorgruis afkomstig van schaliegasboringen, met name bij de Marcellus schalie (Marcellus, 2013). Uit het artikel blijken enerzijds misstanden en komt anderzijds naar voren hoezeer de regelgeving nog achter loopt bij de huidige dynamiek van de ontwikkeling van het schaliegas. Het gaat uiteindelijk om grote hoeveelheden materiaal die in de regel worden gedumpt (VS) dan wel zouden kunnen worden hergebruikt mits schoongewassen. Dit schoonwassen kost zelf water en veroorzaakt afvalwater (Barry & Klima 2013). Gezien de fijnheid van het materiaal uit de horizontale boortrajecten door de schalie, en gezien de aanwezigheid van koolwaterstoffen stof daarin (condensaat), zal wassen geen afdoende soelaas bieden en moeten deze koolwaterstoffen worden verbrand, het materiaal dus gegloeid of gestabiliseerd alvorens er wat mee te kunnen beginnen. Ball et al. (2012) geven een uitgebreid overzicht van de mogelijke technieken, waarvan er velen niet acceptabel zullen zijn onder de Nederlandse omstandigheden. Verwerking zal mogelijk zijn, maar vergt een infrastructuur met voldoende capaciteit. Waarschijnlijk levert het restmateriaal een weinig waardevolle grondstof op, zodat grote kans bestaat dat het uiteindelijk gedumpt moet worden. De conclusie is, dit 58 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

boorgruis gaat om veel materiaal, dat adequaat gereinigd moet worden alvorens het kan worden gedumpt of hergebruikt. Het is essentieel dat de infrastructuur hiervoor aanwezig is voordat schaliegaswinning van start gaat. In de olie-industrie kan het boorgruis soms worden geïnjecteerd in een speciaal daarvoor gemaakte horizontale fracturen (Ball et al, 2012, Prof. dr.ir. Jan Dirk Jansen, 2013, mondelinge mededeling). Maar dit lijkt vooralsnog geen algemeen aanvaardbare oplossing. WBAF (2013) geeft aan dat de hoeveelheid boorgruis bij horizontale (schaliegas)putten groter is dan bij conventionele verticale putten. Dat is evident, maar belangrijker is dat de hoeveelheid enorm groeit door het grote aantal putten dat voor schaliegaswining noodzakelijk is ten opzichte van het aantal dat nodig is voor winning uit een conventioneel gasveld. Het basis-scenario dat WBAF (2013) hanteert gaat uit van 13 locaties met 8 tot 10 putten, dus zeg 120 putten, waarbij 26000 m3 boorgruis vrijkomt. Het totale scenario in het gebied van 25x25 km rond Boxtel, zoals uitgewerkt door Halliburton (2011) omvat echter ruim vijfmaal zoveel putten, wat neerkomt op ca. 125000 m3 boorgruis, overeenkomend met een berg van 100x100x13 m. WBAF (2013) geeft verder aan dat boorgruis bij de schaliegaswinning licht radioactief zou kunnen zijn, zoals in de VS bleek, met name in de Marcellus schalie. Als de radioactiviteit boven de norm uitkomt, moet dit gruis gecontroleerd worden opgeslagen of afgevoerd, maar onduidelijk is waarheen en welk beslag dit zou leggen op beschikbare opslagcapaciteit voor radioactief afval. Hier stuiten we op een open einde in de schaliegaswinning, dat wordt “verzacht” met de opmerking in WBAF (2013) dat in Nederland de mate van radioactiviteit bijna nooit uit komt boven de norm van het Besluit Stralingsbescherming. Zonder zekerheid klampt deze uitspraak zich vast aan hoop. Deze radioactiviteit betreft, als zij van grote diepe komt, mogelijk radioactieve bronnen met zeer grote halfwaardetijden. Zulke radioactieve isotopen kenmerken zich in het algemeen door lage intensiteit maar praktisch eeuwig durende straling. Het aspect van radioactiviteit moet worden opgehelderd door proefboringen. WBAF (2013) meldt dat te storten of her te gebruiken boorgruis in Nederland “aan strenge milieueisen moet voldoen”. De waterfase moet schoon zijn, en waar nodig komt hieraan een beperkte chemische behandeling te pas. Het boorgruis wordt gewassen met water waardoor milieubelastende elementen worden verwijderd zodat het gruis voor langere tijd kan worden opgeslagen, waarbij verwaaiing en uitloging dient te worden voorkomen, omdat anders zware metalen zullen uitlogen. Alleen bij gebruik van boorvloeistof op oliebasis zal thermische reiniging worden toegepast. Daarna kan het “schone” gruis naar de afvalverwerking.” Ook hier is sprake van een open einde. In de eerste plaats is het gruis na een beetje wassen nog niet schoon. Het is maar zeer de vraag of het met wassen schoon te krijgen is; een groot deel zal daarvoor te fijn zijn en te belast met hydrofobe koolwaterstoffen. In feite wordt de gehele verwerking doorgeschoven naar de afvalverwerking. WBAF (2013) geeft geen indicatie over wat er op zo’n afvalverwerking met het gruis verder gebeurt. De redenen waarom polymeren die mogelijk in de boorvloeistof zijn gebruikt na het behandelingsproces geen gevaar meer voor het milieu zouden vormen, Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 59

blijft eveneens in het ongewisse, temeer daar het behandelingsproces zelf niet uit de doeken wordt gedaan. De volgende zin uit het rapport bevestigt dit, “indien na opwerking van de boorspoeling en het boorgruis nog polymeerresten aanwezig zouden zijn, deze materie niet meer in contact mag worden gebracht met het milieu.” Het verwijderen van alle polymeren lijkt dus onzeker. Bovendien is de vraag hoe het staat met de eventuele andere additieven en chemicaliën die in dit stukje in WBAF (2013) buiten beschouwing blijven. In feite loopt de verwerking of behandeling van boorvloeistof en boorgruis hier teveel door elkaar heen. Het boorgruis is een grote berg waar we wat mee moeten, de boorvloeistof dient daarentegen te worden beschouwd bij het afvalwater dat uiteindelijk niet kan worden hergebruikt en dus adequaat behandeld moet worden alvorens het met een gerust hart aan het milieu kan worden toevertrouwd. We zullen bij de verwerking van het boorgruis goed moeten waken dat geen zware metalen, koolwaterstoffen of andere belangrijke verontreinigingen in het milieu terecht kunnen komen. Zout is een apart vraagstuk dat verderop zal worden behandeld.

14.2

Lekkage naar het grondwater

Lekkage tijdens het boren, dus vanuit het open boorgat, betreft, door de afstoppende werking van de boorvloeistof, altijd een beperkt totaal volume, zoals ook blijkt uit de ramingen die WBAF (2013) geeft, namelijk ca. 1300 m3/put. Voor de kwaliteit van het grondwater is de hoeveelheid minder belangrijk dan de vraag waar de boorvloeistof uit bestaat. Het is in elk geval nergens voor nodig om voor het doorboren van zoete watervoerende lagen toxische boorvloeistofadditieven te gebruiken. Hierover dient wel helderheid te bestaan, want ook de doorgesijpelde boorvloeistof wordt met de grondwaterstroom afgevoerd en kan uiteindelijk in drinkwaterputten terecht komen. Boren naar grotere dieptes kent altijd een zeker risico dat onverwacht een laag met gas wordt aangeboord. De boormeester dient dan ook voortdurend de mogelijkheid te hebben om de boorvloeistof met additieven te verzwaren. Middelen als bentoniet, bariet en zout komen hiervoor in aanmerking. Het is in zijn algemeenheid onwaarschijnlijk, maar niet onmogelijk, dat dit nodig is bij het boren door de zoete lagen. Het is evident dat de boormeester altijd scherp moet blijven; dit is tegelijkertijd voor niemand helderder dan voor de boormeester zelf. Eén van de aandachtspunten is dat de boorvloeistof niet zo zwaar wordt dat daardoor de formatie spontaan splijt en zo lekkage naar boven kan veroorzaken. Bij deskundig boren en schoon boren door de zoete lagen tot voldoende diepte is er in feite geen wezenlijk risico dat boorvloeistof de formatie kan verontreinigen. Bij nog grotere diepten komt de boorvloeistof, door de dan reeds geïnstalleerde verbuizingen, niet meer in contact met de zoete watervoerende pakketten. Bij geslaagde en gecontroleerde cementering van deze verbuizing bestaat er ook geen risico dat boorvloeistof die op grotere dieptes wordt gebruikt in aanraking komt met de zoete watervoerende pakketten.

14.3

Lek vanuit fracturen (scheuren)

Zijp (2012) spreekt “scheurtjes”, maar wel van 200 tot 300 m lang die niet hoger zouden worden dan 80 m. Fisher & Warpinski (2013) geven grafieken over de werkelijke hoogte waarover verticale scheuren zich verbreidden vanaf de horizontale put. Zij zochten dit uit voor duizenden putten in de verschillende schaliegebieden van 60 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

de VS. Daaruit blijkt 150 m een veel betere schatting dan 80 m, met regelmatige uitschieters in de Marcellus schalie tot 450 m, alles vanaf de horizontale bron gemeten. Nu zijn de schalielagen in de VS veel dikker dan die in NL, namelijk honderden meters ten opzichte van 30-50 m. “Out of formation fracturing” lijkt in de Nederlandse schalie dus op voorhand een reëel gevaar (zie ook paragraaf 12.2 en de motivatie 3 paragrafen verderop in dit hoofdstuk). Het zal daarom zijn dat Cuadrilla een slecht doorlatend pakket aanbeveelt boven de te exploiteren schalielaag. Dit laatste is uiteraard meer afhankelijk van de wat de natuur ons biedt dan van een aanbeveling en zou in extenso een beperking kunnen inhouden voor het te exploiteren gebied. Het vormt dan een zwaar criterium voor de exploiteerbaarheid. Uiteraard zit ook de exploitant niet te wachten op out-of-formation-fractures, omdat die geen gas maar vooral water opleveren. Het voorkomen ervan lijkt op het eerste gezicht zeer moeilijk, maar dat valt uiteindelijk mogelijk toch mee. De Posidoniaschalie, bij Heusden, blijkt relatief zacht en kent bovendien een sterke anisotropie wat betreft de horizontale grondspanningen (Halliburton, 2011). Dat heeft verschillende consequenties. In de eerste plaats dat de formatie loodrecht breekt op de richting van de kleinste grondspanning. Bij Boxtel is dit de horizontale spanning die loopt loodrecht op de twee breuken die de centrale slenk begrenzen. De grondspanning is in deze richting het laagst omdat de twee breuken zich tektonisch uit elkaar bewegen. Vandaar dat alle horizontale putten in het plan van Halliburton (2011) ook loodrecht op die breuken lopen (45o in ZW-NO richting), zodat de verwachte scheuren die dus NW-ZO richting zullen lopen, loodrecht op die horizontale putten zullen staan. De tweede consequentie van een “zachte” schalie, zoals de Posidonia, is dat zich bij het fracken geen complex netwerk van scheuren ontwikkelt, maar juist grote vlakken. Dit is zowel ongunstig door het risico van out-of-formation-fractures als voor het in totaal te behalen contactvlak tussen de scheuren en de schalieformatie, waar het gas uit moet stromen. Het heeft ook consequenties voor de bij het formatiekraken te gebruiken chemicaliën. Een zachte formatie vergt een meer viskeuze kraakvloeistof en daarmee het gebruik van gels. Zo’n zachte formatie vereist tevens veel vulmateriaal, proppant genoemd, dat ook grover moet zijn, omdat de korrels anders de formatie worden ingedrukt en de scheur zich alsnog sluit. Een brosse formatie, kan daarentegen heel goed met water kan worden opengebroken tot een complex netwerk en met minder proppant. De eigenschappen van de Geverik-laag zijn op voorhand veel minder duidelijk. Hoewel out-of-formation-fracking niet ongewoon is, lijkt dit bij de Posidonia mogelijk niet snel te gebeuren. De reden is dat de gemeten sluitspanning in de kleisteenlagen boven en onder de Posidonia, althans volgens de gegevens die Halliburton (2011) heeft uitgewerkt, bijna 34 bar (500 psi) hoger ligt dan die van de Posidonia zelf, die 185 bar (2700 psi) bedraagt op 1800 m diepte. Dit volgt uit de ruim 3 km diepte KWK-01 boring op 3500 m ten noordoosten van Heusden, die Halliburton (2011) als basis nam voor het onderzoek. Met andere woorden, zolang de fracking druk boven de 185 maar onder de 214 bar wordt gehouden, kan de scheur in de Posidonia-schalie de laag niet uit, en is de verbreiding uitsluitend horizontaal. De door Halliburton (2011) berekende scheuren zijn ca. 30 m hoog en 200-300 m breed. Overigens gaat Janzen (2012) ervan uit dat er nauwelijks een rem staat op het naar boven doorbreken van de fracturen in de Posidonia. Proefboringen zijn dus essentieel om deze gegevens in de concrete situatie nogmaals nauwkeurig verifiëren. Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 61

In de VS is aan de hand van gemeten fractuur-hoogtes in duizenden putten en in alle schaliegebieden aangetoond, dat de scheuren nooit grondwaterlagen hebben bereikt waarvan de onder-begrenzing met zeg 500 m diepte zich 2.5 km boven de schalielaag bevindt (Fisher & Warpinski, 2013). De hamvraag is, is het dan toch denkbaar dat kraakvloeistof via de fracturen en de bovenliggende lagen het grondwater kan bereiken en vervuilen. Een andere vraag is of dit mogelijk is voor het gas. We zullen die vragen niet nader onder de loep nemen. Maar voor een positieve beantwoording van beide vragen is in elk geval vereist dat de fracturen de bovenliggende lagen penetreren en dat water en of gas van daaraf naar boven zou kunnen stromen. In het navolgende gaan we bij wijze van slechtst denkbaar scenario ervan uit dat de scheuren in het algemeen de bovenliggende laag binnendringen en dat die laag tenminste zo van nature is gespleten dan wel doorlatend is, dat zij verder geen wezenlijke belemmering vormt voor stroming naar boven. Tegelijkertijd dient de integriteit van de put te worden bewaakt en gegarandeerd, van tijd tot tijd, maar ook direct na het fracken, dat immers onder zeer hoge drukken gebeurt. Integriteit van de put kan relatief eenvoudig worden aangetoond door druk op de put te zetten en vast te stellen dat die niet vermindert. De integriteit van de verbuizingen over de zoete lagen kan ook worden vastgesteld aan de hand van de druk in de annulaire ruimte tussen de verbuizingen. Deze worden niet gecementeerd. De vloeistofdruk in de annulaire ruimte, die standaard bovenaan de put wordt gemonitord, geeft ogenblikkelijk aan wanneer er lekkage optreedt. Deze metingen zijn op elk moment uit te voeren.

14.4

Migratie van fracking vloeistof

Er is veel geroepen en geschreven over het risico dat kraakvloeistoffen vanuit de gemaakte fracturen in zoete watervoerende lagen terecht zouden kunnen komen (Polder et al., 2013). Ook wordt vaak verwezen naar Myers (2012) die dit in het peerreviewed tijdschrift, Groundwater, zegt aan te tonen aan de hand van een aantal berekeningen met een eenvoudig opgezet grondwatermodel. Maar overtuigend zijn berekeningen van Myers (2012) allerminst. Er zitten tenminste twee grote manco's in. De eerste is de veronderstelling dat er een voortdurend opwaarts stijghoogteverschil van 30 m zou heersen tussen de schalieformatie en de ondiepe zoete watervoerende laag 1500 m daarboven, zonder dat daarbij rekening wordt gehouden met de dichtheid van het formatiewater, dat immers met toenemende diepte zoutconcentraties kan bereiken tot wel tienmaal zeewater in de Marcellus schalie. De tweede is de beperkte uitgestrektheid van zijn 1500 m hoge grondwatermodel, dat in platte grond slechts 450 bij 450 m bestrijkt en dichte zijwanden heeft. Bij injectie van vloeistof ontstaat daarin een volstrekt irrelevant beeld. Dit wordt als volgt duidelijk. Stel, we injecteren de 20000 m3 kraakvloeistof, die naar verwachting per put nodig is, in zijn geheel op één punt aan de bovenkant van de schalie. Stel voorts dat de bovenliggende formatie een porositeit bezit van zeg 5%. In dit geval zou de geïnjecteerde vloeistof een halve bol in beslag nemen met een straal van bijna 60 m. Deze straal valt geheel in het niet bij de 2.5 km afstand die nog overblijven tussen de bovenzijde van de schalielaag en de onderzijde van het diepste zoete watervoerende pakket. Uiteraard kan deze bel onder het eventuele dichtheidsverschil tussen de kraakvloeistof en het formatiewater omhoog stromen. Maar zij verspreidt zich daarbij tegen het plafond van de eerste meer doorlatende laag tot een dunne film, die daarmee ook zijn opwaartse kracht verliest. Bovendien, hoe ondieper hoe zoeter en hoe kleiner de 62 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

opwaartse kracht van het ontsnapte kraakwater, voor zover dat al zoet was. Het zal onderweg naar boven door menging met formatiewater ook steeds zouter worden, en om die reden alleen al niet op eigen kracht de zoete grondwaterpakketten kunnen bereiken. Als er al een regionale opwaartse stroming van formatiewater aan de gang is, dan is ook het ondiepe water zout. Wanneer het ondiepe water zoet is, kan het zoute formatiewater dit niet op eigen kracht bereiken. Het artikel van Myers (2012) slaat aldus gewoon de plank mis. De situatie ligt overigens geheel anders voor wat betreft omhoog migreren van gas.

14.5

Gasmigratie

Verticale migratie van gas uit een diepe formatie, zogenoemde strooigasmigratie (“stray gas migration”) is één van de laatste nog onopgehelderde mysteries uit de geologie. Hoewel nauwelijks direct vast te stellen, ligt er heel veel indirect “bewijs” voor migratie van gas door laagsystemen. Jager en Geluk (2007, p247) melden bijvoorbeeld dat in de loop van de tijd waarschijnlijk 98% van de ooit gevormde olie en gas naar de biosfeer is verdwenen. Gasvoorkomens, soms ver boven de bronlaag, waarin het gas is ontstaan, wijzen er ook op. Belangrijke aanwijzingen zijn voorts het vóórkomen van 222Radon, dat een product is in de vervalketen van uranium, maar gezien zijn halfwaardetijd 3.8 dagen nooit zou mogen voorkomen als het passeren van geologische formatie lang duurt. Tal van 222Rn anomalieën lijken echter anders aan te geven. Inmiddels wordt dit toegeschreven aan het meeliften van radon met gasbelletjes, microbellen of groter, die vanuit diepere lagen via allerlei preferente routes, met name breukzones, in betrekkelijk korte tijd watervoerende lagen weten te bereiken (Engelder, 2012, Etiope & Martinelli, 2012, Osborn et al., 2011, Warner et al., 2012)). Gas kan eigenstandig opstijgen door doorlatende formaties, langs plafonds accumuleren en langs de helling daarvan omhoog kruipen tot in de oksels van verschoven gesteenteblokken, van daaruit verder accumuleren en omhoog kruipen waar het breukvlak ertussen ruimte laat. Een opstijgende gasstroom in een breuk tussen gesteenteblokken drukt de spleet meer open naarmate die langer is. Kortom, overal waar er enigszins ruimte is, zal gas zijn weg weten te vinden.


Figuur 15: Gasconcentratie versus afstand tot de schaliegasput (Osborn et al., 2011)

Osborn et al. (2011) tonen een correlatie aan tussen schaliegasputten en gas in grondwater, respectievelijk drinkwater afkomstig uit lokale, ondiepe drinkwaterputten. Dit leidt overigens tot een heftige discussie waarvan in Jackson et al. (2012) één van de bijdragen is, ter illustratie. In gebieden waar actief schaliegas wordt gewonnen, met 1 of 2 horizontale putten per km, waarin fracturen zijn aangebracht, blijkt de methaanconcentratie in private drinkwaterputten duidelijk verhoogd (Figuur 15). Dat het hier om thermogeen gas uit de diepte gaat, en niet om ondiep biogeen gas (moerasgas), kon worden vastgesteld aan de hand van de isotopensamenstelling. Osborn et al. (2011) hebben door middel van hun uitgebreide geochemische en isotopen analyse allerlei mogelijkheden bekeken en komen tot de conclusies dat de gegevens lijken te wijzen op gas dat direct uit de gekraakte lagen afkomstig is. De onderzoekers vonden geen enkele aanwijzing van omhoog geperste kraakvloeistof of van diep formatiewater. Osborn et al. (2011) noemen lekkage van schaliegasputten als mogelijke oorzaak, evenals het vergroten van natuurlijke scheuren door het fracken. Voornoemde auteurs geven daarbij aan dat na wegvallen van de druk direct na het kraken het gas vrij baan geeft, waarbij het ook via de formatie naar boven zou kunnen ontsnappen. Voorwaarde hiervoor is dat de scheuren tot in de laag boven de schalie reiken, wat nu juist niet de bedoeling is van het fracken. De angebrachte scheuren hebben hierbij de weg voor het gas vrijgemaakt, dat miljoenen jaren in de nauwelijks doorlatende schalielaag gevangen zat, onder drukken 64 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

die soms (ver) boven die van het formatiewater uitkomen. Als er een weg naar boven is zal het gas die vinden en volgens Etiope en Martinelli (2002) kan dat transport, via preferente banen, heel snel gaan, soms in een tijdsbestek van dagen. Dit is mogelijk sneller dan dat gas horizontaal de afstand kan afleggen tussen een lekkende gasbron en drinkwaterputten op zo'n 500-800 stroomafwaarts daarvan, als Figuur 15 suggereert. Overigens wordt vaak verondersteld dat oude verlaten en mogelijk slecht afgedichte putten preferente paden naar boven zouden vormen. Het debat in de VS gaat er heet aan toe, met name wegens de aansprakelijkheid (Jackson et al. 2012) en is daarom nog lang niet gesloten. In elk geval laat dit zien dat een jonge technologie die op grote schaal wordt uitgerold tot verrassingen kan leiden.

Figuur 16: Een van de 6 migratiescenario’s die EPA (2012) laat onderzoeken.

Ook de EPA (2011) maakt zich zorgen en heeft opdracht verstrekt aan het Lawrence Berkely National Laboratory (LBNL) om denkbare kortsluitpaden modelmatig te onderzoeken. Het tussenrapport, EPA (2012), is een stap verder. Het biedt een illustratie van de 6 inmiddels afgesproken scenario's die LBNL concreet modelleert. Direct transport vanuit fracturen naar bovenliggende formaties is daar één van (Figuur 16). Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 65

Schalielagen met koolwaterstoffen en gas kunnen en zullen vaak onder een zekere overdruk staan als gevolg van compactie en de vorming van de koolwaterstoffen die in het verleden plaats had. Onder deze omstandigheden kan gas uittreden naar de scheuren, ook al wordt geen onderdruk aangelegd, Dit zou een mechanisme kunnen zijn waardoor gas omhoog kan lekken vanuit nieuwe fracturen, althans zolang de put nog niet in gebruik is. De voorwaarde is wel dat de fracturen de boven liggende laag penetreren, en dat die laag vrije baan verschaft aan het gas. Gasverlies kan zo doorgaan gedurende de periode dat de put gekraakt wordt, totdat de put in productie wordt genomen. In productie nemen impliceert een enorme verlaging van de druk in het boorgat en de fracturen, met wellicht 300 tot 400 bar, het equivalent van 3 tot 4 km waterkolom. Vanaf dat moment zal er geen gasbel meer naar boven kunnen uitwijken. Of deze situatie zich in de Posidonia-schalie ook zal voordoen hangt af van de vraag in hoeverre out-of-formation-fracking straks voor gaat komen, wat op zijn beurt bepaald wordt door de sluitdruk van de bovenliggende formatie ten opzichte van die van de schalie, (Halliburton, 2011). Zoals gezegd moet deze informatie uit proefboringen komen. Cuadrilla Resources BV geeft de voorkeur aan een goed afdichtende laag bovenop de schalie (website www.CuadrillaResources.nl ). Samenvattend: Over opwaarts ontsnappen van gas vanuit de fracturen bestaat vooralsnog de nodige onzekerheid. Dat gas via preferente wegen omhoog kan stromen is een geologisch gegeven omdat we anders vele malen meer olie en gas op deze wereld in ondergrondse reservoirs zouden aantreffen. Of gasmigratie de concentraties in het grondwater van Pennsylvania verklaart Osborn et al. (2011) zal uit verder onderzoek moeten blijken, maar veel wijst erop. Of dat ons in Nederland ook kan overkomen is onduidelijk, uitsluiten lijkt voorbarig. Tijdens de productiefase lijkt ontsnappen van gas onmogelijk door de heersende onderdruk. Tenslotte nog de volgende gedachte. Stel nu dat de fracturen wel open staan naar de bovenliggende laag en dat gas in principe vanuit die laag via uiteenlopende routes naar boven door kan stromen. Bestaat dan niet het gevaar, dat na afloop van de economische levensduur van de putten, dus na bijvoorbeeld 25 jaar, het resterende gas alsnog uit de schaliegasformatie massaal omhoog gaat stromen en grootschalig de drinkwaterlagen gaat verontreinigingen, nog afgezien van de vraag of dat dit omhoog stromende gas alsdan op onverwachte plaatsen voor onaangename verrassingen gaat zorgen? Immers na 25 jaar is nog ongeveer 40% van het oorspronkelijk gas aanwezig (WBAF, 2013, A.3.3.p4) en, hoewel de put is afgedicht aan het einde van zijn economische levensduur, geldt dat niet voor de scheuren aangebracht direct na aanleg van de putten. Zou het gas dan ongehinderd uit de schaliegas de fracturen in kunnen blijven stromen en vandaar omhoog, en dit massaal over het gehele oppervlak van Noord Brabant of van welk gas-ontwikkeld gebied dan ook? Zouden we zo niet een proces, dat van nature over vele miljoenen jaren wordt uitgesmeerd, concentreren in zeg een eeuw? En zo ja willen we dat dan? Ook hier leert de analyse dat dit niet zomaar zal gebeuren. Natuurlijk is het zo dat na het stopzetten van de winning de gasdruk weer gaat oplopen. Maar, omdat globaal de helft van het gas is gewonnen tijdens het gehele productieve leven van de put, wordt de oorspronkelijke gasdruk nooit meer gehaald. WBAF (2013, A.3.3.p4) meldt dat uiteindelijk 40% van het aanwezige gas zal worden gewonnen. De gasdruk in de achtergelaten schalielaag blijft hierdoor beneden de formatiedruk van de aangrenzende lagen. De druk in scheuren die contact hebben met een boven- of 66 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

onderliggende laag wordt dan hoger dan die in de schalie zelf. Het gas kan daardoor de schalie niet zomaar verlaten na het sluiten van de putten. Daarvoor is het noodzakelijk dat de gasdruk zich weer opbouwt door gasproductie. Dat is echter een geologisch proces, welk de juiste druk en temperatuur vergt en geologische tijd kost. De huidige temperatuur in de Posidonia-schalie is vermoedelijk rond de 100oC en daarmee te laag voor het vormen van gas in het huidige geologische tijdvak; de temperatuur zou zich daarvoor in het zogenoemde “gas window” moeten bevinden, dat wil zeggen tussen 150 en 200oC (Wikipedia, methane). Voor de diepere en dus warmere Geverik-laag ligt dit mogelijk anders.

14.6

Gaslekkage vanuit de put

Een andere veel geopperde mogelijkheid is gaslekkage, waarvan de olie-industrie vindt dat zoiets niet kan gebeuren. Om de veiligheid en risico's te begrijpen en te beoordelen, is een nadere beschouwing van de putconstructie op zijn plaats. Halliburton (2011), hoofdstuk 4.3, “Well Containment”, verschaft hierin inzicht aan de hand van de schets van een typische put (Figuur 14). De beschrijving daar is wel duidelijk, maar tegelijk onbevredigend, omdat er geen inhoudelijke analyse wordt gegeven. Hierna wordt getracht dit inzicht te verschaffen. Ook wordt ingegaan op de mogelijkheid van lekkage van gas naar de zoete watervoerende lagen. Met name op geringere dieptes, dus ter hoogte van de watervoerende lagen heerst er tijdens de gasproductie een grote overdruk in de productiebuis (“production tubing”, Figuur 14). Dit blijkt uit het volgende: De soortelijke massa van methaan is bij een gasspanning in de formatie van 400 bar en een temperatuur van zeg 140oC ca. 200 kg/m3. De druk in het boorgat is veel lager om het gas naar binnen te laten stromen, zeg 100 bar. Janzen (2012) gebruikt 120 bar in zijn modellen. Bij 100 bar is de soortelijke massa van methaan ca. 60 kg/m3, enigszins afhankelijk van de temperatuur. Als alleen gas wordt geproduceerd met een druk van 100 bar onder in de put op 3100 m, bedraagt de gasdruk in de “production casing” en in de “production tubing”, 2600 m hoger, dus op 500 m beneden maaiveld nog 98 bar, te verminderen met de wrijvingsweerstand die het gas ondervindt in de productiebuis. Verwaarlozen we die, dan heerst deze gasdruk daar op de binnenkant van de verbuizing, en is dan 50 bar hoger dan die van het grondwater aan de buitenkant. Als de verbuizing zou lekken, dan kan er bij zulke drukverschillen een aanzienlijke hoeveelheid gas continu de formatie instromen en het grondwater verontreinigen. Het is deze fysisch eenduidige verificatie die de integriteit van de put garandeert of tot directe alarmering leidt.

14.7

Afvalwater (flowback en productiewater)

Wat er uiteindelijk met het afvalwater van de schaliegasindustrie moet gebeuren blijft in WBAF (2013) een open einde nl.: afvoeren naar een erkend verwerker. In de VS wordt het overschot aan water veelal diep geïnjecteerd met separate putten in zoute lagen. In Nederland is dit niet toegestaan, behoudens binnen een mijnbouwlocatie. Oude schaliegasputten nemen geen water op, en kunnen dus niet voor injectie dienen. Water dat niet kan worden hergebruikt zal dan uiteindelijk geschikt moeten worden gemaakt voor lozing op het oppervlaktewater. Hetzelfde geldt voor het geproduceerde water dat gedurende de gehele productie periode meekomt (max. 95 m3/d per put, WBAF, 2013, p4). Voor beide watersoorten is zuivering nodig, tenzij het water elders in verlaten of nog producerende olie- of gasvelden kan worden geïnjecteerd. Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 67

Naast de vele stoffen die in het mee geproduceerde water voorkomen, speelt het zoutgehalte een cruciale rol. Dit blijkt vaak hoog, soms vele keren hoger dan het dat van zeewater. Er is, behalve ontzouting via membranen, geen methode om zout en water van elkaar te scheiden, behalve het onder Nederlandse omstandigheden onbetaalbare alternatief van indampen/destilleren. Ontzouten door kristalliseren is ook een zeer kostbare techniek. Wetsus is een van de onderzoeksinstellingen die hiernaar onderzoek uitvoer (http://www.wetsus.nl/research/research-themes/desalination). Hier wordt verder niet op deze techniek ingegaan. Ontzouten door destillaties kost ca. 70 liter diesel of 70 m3 gas per m3 water. Volgens All Consulting (2009) geciteerd in Tyndall (2011, p40), gebeurt het op locatie destilleren desondanks op een aantal plaatsen in de VS. Ontzouten middels membraanfiltratie is zeer kostbaar en levert bovendien een reststroom waarin de verwijderde zouten zijn geconcentreerd. Dit water moet uiteindelijk een bestemming krijgen, maar het lijkt in ons land nergens heen te kunnen, anders dan wellicht naar zee. Tyndall (2011) gaat ook niet verder in op methoden om zout te verwijderen uit productiewater, maar verwijst in plaats daarvan naar “innovatieve methoden”, zonder daarbij te zeggen waar men dan aan denkt. De problematiek van het lozen van brijn komt bij WBAF (2013) niet aan de orde. Toch lijkt de zoutproblematiek, juist voor de Nederlandse situatie een centraal vraagstuk, wellicht in tegenstelling tot de VS, waar het water veelal wordt geïnjecteerd. De conclusie van WBAF (2013) op meerder pagina's, dat het water naar een erkende verwerker moet worden afgevoerd, is onbevredigend en creëert in feite een open einde, zo niet een dead-end. Schaliegasproductie kan niet worden losgezongen van de infrastructuur die nodig is voor de verwerking van dit mee geproduceerde formatiewater. Naast het zout bevat het afvalwater nog een veelheid aan andere stoffen. Dit betreft de stoffen die voor het kraken nodig waren en met het flowback water terug kwamen. Het volume flowback water zal 15-35% zijn van het water dat bij kraken de put in is gepompt (WBAF, 2013, p72, Tyndall, 2011, p22), minus het deel dat kan worden hergebruikt. Om te weten welke stoffen dit betreft is het absoluut noodzakelijk dat openheid van zaken bestaat ten aanzien van de gebruikte chemicaliën. Of deze openheid wordt gegeven lijkt nog allerminst vast te staan. De NAM heeft weliswaar de samenstelling van chemicaliën vrijgegeven die bij het fracken van een aantal putten in Groningen zijn gebruikt, maar het staat niet vast dat dit voorbeeld ook door andere olie- en gasbedrijven altijd zal worden gevolgd. Cuadrilla Resources BV zegt, naast de proppant slechts twee hulpstoffen te willen gebruiken (zie sectie 17), maar het is niet duidelijk welke dat zijn; het blijkt ook niet van de website www.CuadrillaResources.nl . Halliburton (2011) geeft een behoorlijke beschrijving van wat er zoal in de kraakvloeistof zit en waarom. Wil men op verontreiniging kunnen monitoren is het absoluut noodzakelijk dat de samenstelling ervan bekend is bij het lab. Stoffen die in de VS mee terugkwamen uit de schalielaag zijn naast diverse ionen o.a. ware metalen, veelal afkomstig uit pyriet, verschillende koolwaterstoffen en soms radioactiviteit. In tegenstelling tot wat WBAF (2013, p72) zegt is de radioactiviteit niet altijd licht te noemen (Tyndall, 2011). De EPA (2011) heeft in totaal duizend 68 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

stoffen gerubriceerd die in fracking vloeistoffen zijn vastgesteld; NY State komt tot 260 (NYS, 2009).

14.8 Aardbevingen 14.8.1 Tijdens boren en fracken Wat tot enkele jaren geleden volgens de schaliegasbedrijven niet kon, bleek anders te liggen bij een van de eerste proefboringen in het VK: aardbevingen Niet erg krachtig, maar toch. De reden was het doorboren van een actief geologisch breukvlak, dat tijdens het fracken losschoot (www.CuadrillaResources.nl ). Met de huidige seismiek is redelijk te bepalen waar de breukvlakken lopen en op welke diepte. Dat wil niet zeggen dat alle breuken en breukjes tot in de details bekend zijn. Men doet er echter alles aan om aanboren van zulke vlakken te vermijden. Het hele ontwerp van Halliburton (2011) voor schaliegas-exploitatie in het 25x25 km grote concessiegebied tussen Eindhoven en Den Bosch is daarop afgestemd. De kans op een aardbeving is klein, maar niet geheel nul. De industrie verwacht zelf de aardbevingen ten gevolge van fracken, als die zich al voordoen, beperkt zullen zijn tot maximaal 3 op de schaal van richter (WBAF, 2013, p26). WBAF (2013) schrijft min of meer vrijblijvend: “Via een werkprogramma en meetplan dat in het mijnbouwbesluit is vastgelegd kan de mijnbouwonderneming worden verplicht om de kans op induceren van aardbevingen te bepalen en om mogelijke aardbevingen te monitoren”. In feite zou dit gewoon moeten worden voorgeschreven, om iets van beheersing mogelijk te maken. Beheersbaar is wat anders dan beheerst. 14.8.2 Tijdens de exploitatie Aardbevingen tijdens de winning van het methaangas, zoals die zich steeds frequenter en heftige lijken te manifesteren in Slochteren, lijken inderdaad niet goed mogelijk bij de fracking en de winning van schaliegas. De reden is dat de schalie, in tegenstelling tot de zandsteenlaag van Slochteren, nauwelijks poreus is, en dus niet goed kan zetten of inzakken naarmate gas eruit verdwijnt. De drukverlaging kan zich ook niet over grote afstanden voortzetten als gevolg van de kleine doorlatendheid van de schalie. Geringe zetting betekent ook geringe additionele krachten op bestaande breukvlakken. Al deze factoren samen maken de risico's op het veroorzaken van aardbevingen tijdens de productie van schaliegas uiterst klein zoals WBAF (2013) schrijft. Goed onderzoek naar de kans dient, uiteraard, onderwerp van de exploratie te zijn. 14.8.3 Bij injectie van afvalwater Het blijkt uit de buitenlandse praktijk dat aardbevingen juist samenhangen met injectieputten waarmee afvalwater wordt geïnjecteerd. Het injecteren van meegeproduceerd water is vaak een stuk goedkoper dan het zuiveren ervan, zeker wanneer het water radioactieve stoffen en veel zout bevat. Injectie van meegeproduceerde brijn is gebruikelijk in de olie-industrie, en vermoedelijk vaak de enig economisch haalbare methode om ervan af te komen, en wellicht ook voor het milieu het beste. Brijninjectie gebeurt ook in Nederland, waar afvalwater uit een veld over de weg naar een ander veld wordt getransporteerd om daar (diep) te worden geïnjecteerd (mondelinge mededeling, Prof. Jan-Dirk Jansen, TUDelft, 2013). Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 69

Bij grootschalige winning van schaliegas gaat het om de verwerking van aanzienlijke hoeveelheden afvalwater van verschillende herkomst, zoals boorvloeistof, fracking vloeistof en mee-geproduceerd water. Met name het mee-geproduceerde water, max ca. 95 m3/d/put (WBAF, 2013, p4), kan zo zout zijn, en mogelijk enigszins radioactief, dat verwerking economisch niet mogelijk is. In dat geval neemt de verleiding toe om zulk water te gaan injecteren in plaats van de verwerken. Het injecteren van aanzienlijke hoeveelheden water gaat mogelijk niet altijd goed. Juist op dit vlak zouden garanties moeten worden geboden omdat beheersing van geïnjecteerd water niet per se goed mogelijk is. Het water vindt met zekerheid alle in de wijdere omgeving van de injectieput aanwezige breuken en zal die onder druk zetten. Mogelijk vormen oude, verlaten, wellicht door-gecorrodeerde putten ook een pad voor de injectievloeistof. Injectie van afvalwater is qua volumina van een andere orde dan de hoeveelheden water die bij fracken in de ondergrond achterblijven. Bij fracken is het waterverlies eenmalig en daarmee te overzien, in feite verwaarloosbaar ten opzichte van de diepte waarop het fracken plaats vindt. Bij injectie gaat het in de regel om continue injectie over een flink aantal jaren, in feite permanent. Zulke hoeveelheden kunnen en zullen zich derhalve over grotere afstanden diepten verplaatsen, o.a. via breukvlakken. Aardbevingen die ontstonden door injectie van water zijn al op verschillende plaatsen vastgesteld. Het is met name injectie van water waar zeer kritisch naar moet worden gekeken.


15 Wet- en regelgeving Eén van de centrale conclusies die een aantal keer in dit rapport is genoemd, is dat weten regelgeving zou moeten worden doorgelicht en aangepast aan de ontwikkelingen op het gebied van de exploratie en exploitatie van schaliegas in Nederland. Dit is ook de conclusie aan het House of Commons in een met VBAF (2013) vergelijkbaar onderzoek in de VK, dat door Haskoning (2011) is vertaald en geïnterpreteerd voor Nederland. Systematische uitwerking van een risicoanalyse zou verplicht moeten worden per project, dit gezien de complexiteit en de impact van de schaliegaswinning. De huidige weten regelgeving, hoewel tot nu toe effectief, stamt uit een tijd dat van schaliegaswinning nog geen sprake was. Hydraulic fracturing wordt daarin gezien als onderdeel van het onderhoud van de put. Het is belangrijk om de risico’s verbonden met deze voor schaliegas essentiële techniek apart te regelen en een toetsingskader in te richten voor het beoordelen van de technieken en de chemicaliën die hierbij gebruikt worden. Hierbij zal specifiek aandacht moeten zijn voor bescherming van het grondwater voor de drinkwatervoorziening, het voorkomen van verontreiniging. Afstemming van wettelijke verantwoordelijkheden en goed koppelen van vergunningen is hiervoor essentieel. (Voor een vergelijkbare aanbeveling gedaan in het VK zie Haskoning, 2011, p99). Uit EBN (2013) geciteerd (B1, p9): “De Nederlandse weten regelgeving die van toepassing is op schaliegaswinning is in kaart gebracht. Belangrijk daarbij is een milieueffectrapportage (MER). Daarin staan de milieueffecten van het voorgenomen plan en acties om deze effecten te minimaliseren of te compenseren. Voor de winningsfase is een MER-procedure per locatie en een plan-MER voor het hele gebied verplicht. Hoewel de twee procedures gelijktijdig kunnen plaatsvinden, duurt de gehele procedure minimaal 170 weken. Als er gerechtelijke uitspraken nodig zijn, kan een verlenging tot ongeveer 235 weken optreden”. Milieudefensie bracht in een persbericht naar voren, dat na een proefboring de exploitatie amper tegen gehouden kan worden. Trouw meldde dat dit slechts half waar is: alleen nieuwe informatie, zoals die uit de proefboring naar voren mocht komen kan feitelijk aanleiding zijn om een vergunning voor exploitatie te weigeren; de voorwaarden voor een proefboring zijn in de regel dezelfde als die voor de uiteindelijke exploitatie (WBAF, 2013). De heer Jan de Jong (secretaris generaal van Staatstoezicht op de Mijnen) meldde tijdens dat hoorzitting in de Tweede Kamer van 19 september 2013, dat weigering van de definitieve vergunning mogelijk is op basis van bij wet vastgelegde gronden, maar dat hoe dan ook de vergunningverlening nog een reeks stappen vergt en niet automatisch verlopen. Dit punt blijft blijkbaar verwarring oproepen en bleef ook tijdens de genoemde hoorzitting verder in de lucht hangen. Hierover zou ook naar de burger toe helder moeten worden gecommuniceerd. Open informatieverstrekking over de chemicaliën die worden gebruikt dient geregeld te worden en mag niet vrijblijvend zijn. Bedrijfsgeheim mag geen argument zijn als het gaat om de bescherming van het milieu en het grondwater. (Voor een vergelijkbare aanbeveling gedaan in het VK zie Haskoning, 2011, p100). Monitoring en evaluatie voorafgaand aan de proefboringen en doorlopend tijdens alle fasen van de levenscyclus van de schaliegasput moet verplicht worden. Het gebrek Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 71

aan nulmetingen zijn in de VS vaak oorzaak van debat (Vitens, 2013). Zowel systematische monitoring als het op willekeurige momenten kunnen checken van de samenstelling van de gebruikte vloeistoffen en chemicaliën hoort hieronder te vallen om ook vertrouwen bij de bevolking te kunnen krijgen en houden. De grote schaal waarop schaliegaswinning plaats kan gaan vinden en de nabijheid van bevolkingscentra, alsmede de noodzaak risico’s voor grondwater en milieu te voorkomen, nopen hiertoe. Net als het VK kan Nederland zich niet veroorloven dat putten vroegtijdig worden achtergelaten, bijvoorbeeld door faillissement. Garandeer daarom dat putten ook dna afgedicht zullen worden, bijvoorbeeld via borg of een fonds (Haskoning, 2011). Ook voor verwerving van draagvlak is het essentieel om maatregelen ter ondervanging van de onderkende risico’s stuk voor stuk te borgen, en er niet op voorhand van uit te gaan dat de huidige weten regelgeving de burger en het milieu afdoende beschermen, waar het gaat om een ingrijpende nieuwe techniek die binnen enkele decennia grootschalig wordt uitgerold.


16 Punten voor de hoorzitting Tweede Kamer, op 19 september 2013 De onderstaande punten hebben de Tweede Kamer leden via de uitnodigende instantie ([email protected]) toegezonden gekregen op 18 september 2013, voorafgaand aan de hoorzitting Schaliegas op 19 september 2013

Standpunten Hoorzitting Schaliegas, T.N. Olsthoorn, TU Delft Techniek, wetenschap, zorgen en borgen 1. Het eindbeeld ontbreekt in het rapport van Witteveen en Bos, Arcadis en Fugro in opdracht van de Minister hebben opgesteld en op 26 augustus 2013 beschikbaar kwam. Dit veroorzaakt een incompleet eindbeeld waardoor de lezer het zicht op het totaal van consequenties van schaliegaswinning wordt ontnomen: Alleen al binnen het 25 bij 25 km grote concessiegebied 8C rond Boxtel gaat het uiteindelijk niet om 13 of maar om 80 boorlocaties (“pads”) elk met 8 tot 10 boringen, 637 in totaal, omvattende 3400 km boorgat waarvan 1340 km horizontaal, die het concessiegebied op ca. 3100 m diepte vlakdekkend beleggen en waarin in totaal ca.18000 keer wordt gefrackt om in de schalielaag om de ca. 65 m een scheur te maken van ca. 30 m hoog, 200 lang en 5 mm breed, open gehouden met ingespoten zand. Voor een evenwichtig oordeel behoort het complete eindscenario te worden beschouwd en gepresenteerd, zoals dat ook in het Halliburton rapport voor EBN is beschreven voor dit specifieke concessiegebied. Voor heel Nederland gaat het uiteindelijk om een veelvoud hiervan, mogelijk oplopend tot ca. 25% van het landoppervlak. 2. De vergelijking tussen conventionele en onconventionele gaswinning moet het verschil in schaal expliciet worden meegenomen: Bij schaliegaswinning gaat het uiteindelijk om duizenden putten, vlakdekkend verspreid over alle lucratieve schaliegasgebieden, waarbij elke van elke boorlocatie een gebied van ca. 4 bij 4 km met ca. 8 boringen bestreken wordt. De grotere schaal veroorzaakt ook een groter gecumuleerd risico, dat als zodanig moet worden onderkend en gewogen. 3. Het WBAF rapport lijkt op veel punten aan te willen geven dat “het” in Nederland veel beter geregeld is dan in het buitenland en dat het daarom in Nederland allemaal niet zo’n vaart zal lopen met de risico’s bij schaliegaswinning. Juist hierin schuilt een gevaar. Laten we ervoor zorgen dat de zorgpunten expliciet worden geborgd met de juiste regels en adequaat toezicht. 4. Boorgruis van olie- en gasboringen is vervuilde grond wegens met name zware metalen en koolwaterstoffen en mogelijk radioactiviteit. Schaliegaswinning verschilt van conventionele gaswinning door de enorme lengte waarover de putten horizontaal worden geboord in de bitumeuze schalielaag, de laag waarin de verontreinigingen maximaal zullen zijn. Het aandeel sterk verontreinigd boorgruis is dus absoluut en relatief groot bij schaliegaswinning. De totale hoeveelheid boorgruis voor het concessiegebied Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 73

8C rond Boxtel komt overeen met een berg den vorm van een punthoed van 100 m diameter en 50 m hoog. Hoe gaan we hiermee om? 5. Het aantal incidenten met schaliegasputten blijkt in de praktijk groter dan het theoretisch risico waar de olie- en gaswereld van uit gaat. Zolang dit het geval is dient bij de risicobeoordeling van de praktische kans op incidenten te uit te gaan, ook al vinden deze incidenten buiten Nederland plaats. Er is in zijn algemeenheid geen grond te veronderstellen dat wij in Nederland, nog zonder enige eigen ervaring, onze zaakjes beter op orde hebben dan bijvoorbeeld de VS, en dat buitenlandse incidenten bij ons daarom niet kunnen voorkomen. 6. Voor het maatschappelijk, milieutechnisch en ecologisch verantwoord exploiteren van schaliegas is een uitgebreide infrastructuur nodig. Het gaat onder andere om op zijn taak toegeruste regelgeving, toezicht, handhaving en monitoring, en verder om gasleidingen naar de noodzakelijke gasbehandelingsfabriek, afvalwateropvang, afvalwatertransport, afvalwaterzuivering, lozing, boorgruisopvang, boorgruisverwerking c.q. boorgruisreiniging, boorgruisdumping en boorgruishergebruik. Het exploiteren van schaliegas is alleen beheersbaar als alle essentiële infrastructuur is gerealiseerd. 7. Gas kan mogelijk uit de fracturen ontsnappen gedurende de 6 tot 10 weken waarin de put wordt gefrackt maar nog zonder onderdruk want nog niet in productie, is. Dit mechanisme kan een oorzaak zijn van de constatering in de USA dat gas uit de schalielaag wordt aangetroffen in de omgeving van werkende schaliegasputten. Hiermee is geen rekening gehouden in het WBAF rapport. 8. Het monitoren van grondwater rond boorlocaties, d.w.z. het bemonsteren en analyseren daarvan, is essentieel om vroegtijdig verontreiniging van het grondwater en hoge saneringskosten achteraf te voorkomen. Integreer daarom de monitoring van het grondwater (en het milieu) direct met alle boorlocaties, inclusief nulmeting van die parameters waarmee lekkage vanuit de diepte en de put eenduidig kan worden vastgesteld (o.a. thermogeen gas). Borg dat de monitoring onafhankelijk geschiedt. Eis dat de chemicaliën die worden en zijn gebruikt in de fracking vloeistof en de boorvloeistof bekend zijn evenals de samenstelling van het productiewater. Dit om effectieve monitoring mogelijk te maken. Leg vast dat elk spoor van additieven of chemicaliën die om wat voor redenen dan ook niet in de nulmetingen zijn opgenomen bij latere vaststelling in het gronden oppervlaktewater automatisch worden toegerekend aan de gasexploitant en dat deze verplicht wordt te saneren. 9. Stel de MER pas op of maak hem pas definitief nadat de proefboringen zijn gemaakt en de werkmethoden, de te gebruiken chemicaliën en de samenstelling van boorgruis en het productiewater bekend zijn op basis van de gegevens uit de proefboring. Verleen vergunning op basis van het uiteindelijk ontwerp zoals het ook gerealiseerd gaat worden. Als dat niet mogelijk is, eis dan dat de MER na de proefboring standaard wordt aangepast aan de meest recente gegevens. 10. Eis schone grondverklaring na afloop van de exploitatie en ontmanteling van elke boorlocatie. 11. Eis dat het doorboren van de zoete en brakke watervoerende lagen schoon geschiedt, dus zonder milieuverontreinigende additieven. 74 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

12. Eis dat de oppervlakteverbuizing tenminste reikt tot onder de slecht doorlatende laag aan de onderzijde van de zoete watervoerende pakketten, en dat de tussenverbuizing tenminste reikt tot onder de brakke watervoerende lagen, onder een slecht doorlatende laag in het zoute grondwater. Eis dat geen overdruk in de put mag heersen over trajecten zonder annulaire tussenruimte waarin de druk wordt bewaakt. Deze eisen zijn nodig om 100% putintegriteit te kunnen garanderen. 13. Eis dat na elke kraakoperatie (“fracking stage”) de integriteit van de verbuizingen wordt geverifieerd en ook onmiddellijk gerapporteerd. 14. Het eventueel injecteren van afvalwater, zoals gebruikelijk in de VS, vergt een andere beheersing dan schaliegaswinning. Het is juist deze injectie die in de VS de meeste en sterkste aardbevingen heeft veroorzaakt. Eis aparte regels en MER's voor afvalwaterinjectie, vooropgesteld dat deze wordt toegestaan bij schaliegaswinning. 15. De schaliegaswinning ondergaat momenteel een enorme dynamiek, met dagelijkse innovaties van werkmethoden, techniek en te gebruiken chemicaliën. Dit maakt het ook voor de EPA (US Environmental Protection Agency) op dit moment nog onmogelijk om zich een totaalbeeld te vormen. Het grote onderzoek dat de EPA in 2011 heeft uitgezet om de consequenties voor de drinkwatervoorziening goed in beeld te krijgen komt op zijn vroegst pas in 2014 vrij. Het is alleen om deze reden al ongeloofwaardig te stellen dat de Nederlandse wetgeving, het Nederlandse toezicht en de Nederlandse handhaving adequaat zijn toegerust op grootschalige winning van schaliegas in ons land. 16. Het WBAF rapport houdt onvoldoende rekening met de nieuwste peerreviewed wetenschappelijke literatuur buiten de olie- en gassector. Door genoemde dynamiek en de korte historie van de grootschalige schaliegaswinning van maar ca. 5 jaar, komen problemen nu langzamerhand beter in beeld, terwijl men nog lang niet overal oorzaak en gevolg eenduidig weet te koppelen. Er gebeurt veel onderzoek en er worden voortdurend onderzoeksrapporten en artikelen uit, die elk niet meer dan een stukje van de puzzel kunnen oplossen. Wees daarom niet voorbarig met de conclusie dat het hele proces milieuveilig is beheerst is. Persoonlijke noot: (Weg gelaten uit dit rapport).


17 Reactie op zorgen drinkwater Vitens bij proefboring schaliegas (Trouw 6-04-2013) (Onderstaande tekst is overgenomen van de website van Cuadrilla Resources BV. Het is de tekst van een interview van Mw. Lieve Declercq, directeur van waterleidingbedrijf Vitens en de heer Frank de Boer, directeur van Cuadrilla Resources BV, 6 april 2013. Hiernaast heeft Vitens een het “Positierapport Schaliegas Vitens opgesteld, (Vitens (2013), waarin de zorgpunten nader zijn beschreven). In Dagblad Trouw ging Frank de Boer in op de 10 zorgen die waterbedrijf Vitens heeft over de winning van schaliegas. De zorgen werden uitgesproken door topvrouw Lieve Declercq van Nederlands grootste waterbedrijf. 1. Chemicaliën Lieve Declercq “Bij de winning van schaliegas worden onder hoge druk grote hoeveelheden water, zand en chemicaliën in steenlagen gespoten. Door dit zogeheten fracken ontstaan scheurtjes waaruit het gas vrijkomt. De samenstelling van de chemicaliën is vaak bedrijfsgeheim, aangezien deze mede het succes en de effectiviteit van de gaswinning bepaalt. De toezichthouder in Nederland, Staatstoezicht op de Mijnen, krijgt wel inzicht in de samenstelling. Vitens eist dat de chemicaliën die gebruikt worden, vooraf algemeen bekend worden gemaakt, zodat de stoffen herkend kunnen worden in het grondwater en Vitens is voorbereid.” Frank de Boer “Ik onderschrijf dat een drinkwaterbedrijf niet alleen het recht heeft te weten of de kwaliteit van zijn voorraden gevaar loopt, maar ook de plicht om dit te onderzoeken. Wij zullen dan ook alle details over de gaswinning in de Noordoostpolder aan Vitens ter beschikking stellen, zoals we die ook aan Brabant Water hebben gegeven over de zuidelijke boorlocaties. Alleen door transparant te communiceren kunnen we vertrouwen winnen. Wij fracken met vloeistof die voor 99,85 procent uit water en zand bestaat, aangevuld met twee chemische stoffen. De eerste is het biologische afbreekbare glutaaraldehyde, dat het productiewater bacterievrij houdt. De tweede is polyacrylamide dat als een soort glijmiddel het zand in de scheurtjes brengt.” 2. Doorbreken bodemlagen Lieve Declercq “Het diepgelegen zoete grondwater van Nederland wordt in de natuurlijke situatie goed beschermd tegen invloeden van bovenaf door de afschermende werking van dikke, moeilijk doordringbare klei- en veenlagen. Bij het installeren van de pompputten voor de winning van schaliegas worden afdichtende bodemlagen doorboord, wat leidt tot een verstoring van de bodem. Bovendien zijn bij schaliegaswinning meer boringen nodig. Hoe worden deze beschermende kleilagen weer afgedicht? Door het doorbreken van bodemlagen, watervoerende lagen en kleilagen kunnen onder meer chemicaliën doorsijpelen die normaal gesproken op duizend meter diepte worden achtergelaten.” Frank de Boer 76 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

“De watervoorraden in Nederland liggen tot op zo’n driehonderd meter diepte. Wij gaan met de proefboring tot 4.000 meter diepte. Om op die plek te komen doorboren we de kleilagen die het grondwater omgeven. Dat doen we door de boorput over de eerste zeshonderd meter van een viervoudige verbuizing te voorzien met daartussen cement. Aan de buitenkant dicht een speciale cementlaag de ruimte tussen de boorput en de kleilaag af. Die afdichting wordt voortdurend gecontroleerd en kan ook hersteld worden, mocht daar wat misgaan. Op diverse plekken worden de lagen in de Nederlandse bodem nu al doorboord, daarmee is een enorme ervaring opgebouwd.” 3. Kans op aardbevingen Lieve Declercq “Het internationaal opererende Cuadrilla geeft zelf aan dat er verbanden zijn tussen proefboringen in Engeland en aardbevingen. Vitens wil weten wat in zulke gevallen het risico is op beschadiging van de putconstructie (de mantelbuizen). Door verontreiniging van het grondwater kan namelijk onherstelbare schade ontstaan. De installatie moet dus zo robuust zijn dat deze maximale trillingen kan weerstaan.” Frank de Boer “In Groot-Brittannië hebben proefboringen inderdaad geleid tot bevingen van 1,5 en 2,3 op de schaal van Richter. Die voel je niet, die richten geen schade aan, maar ze waren er wel en ze zijn uitgebreid en onafhankelijk onderzocht. Conclusie: deze zijn veroorzaakt omdat dwars door oude breuklijnen is geboord. Dat kan in Nederland niet voorkomen, omdat die breuken hier goed in kaart zijn gebracht. Anders dan in Groningen waar de bodemdaling nog jaren na winning voor bevingen kan zorgen, ontstaan de bevingen bij schaliegaswinning tijdens het fracken van de harde lagen. Mocht er activiteit gemeten worden, dan kun je dus doseren en beheersen, en zonodig stoppen. Wij opereren ‘met de hand aan de kraan’. De angst bij burgers begrijp ik, maar is niet terecht.” 4. Wetgeving Lieve Declercq “De Mijnbouwwet bevat het raamwerk voor een veilige opsporing en winning van delfstoffen. De wet biedt in de ogen van Vitens te weinig waarborgen om de risico’s van specifiek schaliegaswinning te minimaliseren. De wet dient dus aangepast te worden, zodat risico’s voor de drinkwaterwinning uitgesloten kunnen worden.” Frank de Boer “Wij kunnen prima uit de voeten met de Mijnbouwwet én ook met het Staatstoezicht op de Mijnen als onafhankelijk toezichthouder. De zestig personeelsleden die daar werken bezitten alle kennis over mijnbouw die aanwezig is.” 5. Vervuiling grondwater Lieve Declercq “Als er bovengronds schaliegas of injectievloeistof wordt gemorst, mag dit niet doorsijpelen naar het grondwater. Waterafvoer en wateropslag dienen gecontroleerd te gebeuren zodat risico’s van verontreiniging van het maaiveld gereduceerd worden tot nul. Per frack (een openbreking van het gesteente, red) wordt ongeveer 10.000 tot 30.000 kuub water gebruikt. De hoeveelheid toxisch afvalwater dat dient te worden getransporteerd naar afvalverwerkers is substantieel. Naast goede en gecontroleerde Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 77

regelgeving dient er een calamiteitenplan te komen waarin rekening wordt gehouden met de effecten op het grondwater.” Frank de Boer “De kans dat er vervuild boorwater in de bodem terechtkomt is nagenoeg nul. De boorlocatie wordt afgegraven, waarna er een vloeistofdicht doek wordt geplaatst. Daarop komen zand en puin, en een betonnen vloer die wordt geasfalteerd. Die vloer wordt omringd met goten. Mocht er vloeistof worden gemorst, dan verdwijnt dit via de vloer in de goot, die in putten terechtkomt. Dit wordt net als het vervuilde water dat uit de boorput wordt afgevoerd, door een gecertificeerd waterzuiveringsbedrijf gereinigd.” 6. Thermische verontreiniging Lieve Declercq “Door de zeer hoge temperatuur van het gewonnen schaliegas zal de bekleding van de boorput zeer warm worden. Hierdoor zal omliggend grondwater verwarmd worden en naar boven stromen. Hoger gekomen kan door een geringer drukverschil methaanontgassing plaatsvinden en het grondwater verontreinigd worden. Zuiveringsinstallaties dienen de capaciteit te hebben het methaan er volledig uit te filteren.” Frank de Boer “De angst voor het vrijkomen van methaan wordt vooral gevoed door het voorbeeld uit de VS, waar de vervuilde vloeistof in open bassins ligt uit te wasemen. Daarbij komt methaan vrij. Maar wij werken met een gesloten systeem. Bij de proefboringen zal wat methaan vrijkomen dat door ons wordt afgefakkeld. Daarbij komt dan CO2 vrij.” 7. Vervuilde bodemlagen Lieve Declercq “Bodemlagen bevatten vaak verontreinigingen. Deze kunnen een natuurlijke oorsprong hebben, zoals zout water, maar ook een industriële – arceen, kwik, lood – of een agrarische, zoals sulfaten. Het doorboren van bodemlagen kan ertoe leiden dat er indringing plaatsvindt in de watervoerende lagen. Door het fracken kunnen ook van nature aanwezige, maar immobiele stoffen, zoals radium, in het grondwater vrijkomen.” Frank de Boer “We boren door lagen heen, maar dat doen olie- en gasbedrijven ook. Zelfs Vitens boort door aardlagen heen om van de eerste water dragende laag naar de tweede te komen. Ik ken uit de geschiedenis van deze bedrijven geen voorbeelden van vervuilingen die meekomen. Waarom zou die vervuiling bij schaliegas wel optreden?” 8. Erosie aan boorhulsels Lieve Declercq “Alle boorputten zijn over de gehele lengte beschermd door stalen omhulsels en cementlagen. Deze beschermende laag zorgt ervoor dat het vervuilde boorwater geen contact maakt met de bodem of met lagen waar zich drinkwater bevindt. De druk van 78 Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater

het fracken veroorzaakt barsten en scheuren in deze huls, waardoor de kans op lekkages toeneemt. Ook is onduidelijk of brak en zout formatiewater erosie veroorzaakt aan de gebruikte materialen.” Frank de Boer “Zoals gezegd: wij hebben een boorput met vier wanden, waartussen cement zit. Mochten wij aantasting van ons materiaal meten, dan vervangen wij de buizen. Net zoals andere delvende bedrijven dat doen.” 9. Onbekende bodem Lieve Declercq “Het is onvoldoende bekend waar alle breukzones liggen. Daardoor nemen de risico’s toe. Via die breukzones kunnen gassen en vloeistoffen weglekken naar bovenliggende lagen. Volgens TNO kan dit alleen praktijkondervindelijk uitgezocht worden door proefboringen, met alle risico’s van dien voor het drinkwater. Ook bodemdaling heeft lokaal effect op de grondwaterstand.” Frank de Boer “Met onze traditie als mijnbouwland hebben wij een goed beeld van onze bodemsamenstelling. Proefboringen zijn niet bedoeld om dit beeld te versterken, maar om vast te stellen of de gasvoorraad aanwezig is die wij verwachten. Nederland valt in dit kader niet te vergelijken met de VS of Groot-Brittannië. De strikte milieuregelgeving ook niet, en dat is maar goed ook.” 10. Rentmeesterschap Lieve Declercq “De echte zorg zit niet in een opsomming van risico’s, maar in het relatief onbekende en de potentiële gevolgen die de winning van het gas kan hebben voor de drinkwatervoorziening. Grondwater is kwetsbaar. Eén gemorste liter olie kan een miljoen liter grondwater onbruikbaar maken. Het sluiten van een winput kan tientallen miljoenen kosten en de levering van drinkwater in gevaar brengen. Vitens doet een dringend appel op de politiek hier zorgvuldig mee om te gaan en de drinkwaterrisico’s een belangrijke plek te geven in het onderzoek en het debat. En: bij twijfel niet inhalen.” Frank de Boer “Schaliegaswinning is ons werk. Toch onderschrijf ik de doelstelling van het kabinet om in 2020 tot 16 procent duurzame energie te komen. Intussen blijft er 84 procent fossiele energie over, en gas is in deze periode de schoonste brandstof. Een transitiebrandstof dus. In Nederland zijn we overal tegen als het om energie gaat. Zelfs tegen windmolens als die te dichtbij komen. Wat willen we wel? Nederland heeft twee- tot vijfhonderd miljard kuub schaliegas in de grond zitten. Waarde: 130 tot 300 miljard euro. Dat kun je wegwuiven, maar we danken onze verzorgingsstaat wel aan het aardgas. Wie betaalt die kwaliteit als de oude voorraden op zijn?” Met dank aan Trouw dat toestemming gaf de tekst van het artikel op deze website te plaatsen.


18 Literatuurverwijzingen Ball, A. S., Stewart, R. J., & Schliephake, K. (2012). A review of the current options for the treatment and safe disposal of drill cuttings. Waste Management & Research, 30(5), 457–473. doi:10.1177/0734242X11419892 Barry, B., & Klima, M. S. (2013). Journal of Unconventional Oil and Gas Resources. Journal of Unconventional Oil and Gas Resources, 1-2(C), 9–17. doi:10.1016/j.juogr.2013.05.003 Bloomberg (2013) http://www.bloomberg.com/news/2013-08-18/shale-grab-in-u-sstalls-as-falling-values-repel-buyers.html Page 1 of 4 Caine, J. S., Evans, J. P., & Forster, C. B. (1996). Fault zone architecture and permeability structure. Geology, 24(11), 1025. doi:10.1130/00917613(1996)024<1025:FZAAPS>2.3.CO;2 Davies, R.J. (2011) Methane contamination of drinking water caused by hydraulic fracturing remains unproven. PNAS 108(43): E871. Engelder, T. 2012. Peer review letter for Warner, N.R., Jackson, R.B., Darrah, T.H., Osborn, S.G., Down, A., Zhao, K., White, A., and Vengosh, A. (2012), Geochemical Evidence for Possible Natural Migration of Marcellus Formation Brine to Shallow Aquifers in Pennsylvania. PNAS 109(30) 11961-11966. Etiope, G., & Martinelli, G. (2002). Migration of carrier and trace gases in the geosphere: an overview. Physics of the earth and planetary interiors, 129(3), 185–204. Denver Post (2012) http://www.denverpost.com/ci_21187732/lakewood-companyseeks-reopen-defunct-silverton-mine EBN. (2013). Leeswijzer: conceptueel veldontwikkelingsplan schaliegaswinning in Noord-Brabant (pp. 1–16). Utrecht: EBN (Energie beheer Nederland). Energy Information Administration (2010) Supporting materials for the 2010 Annual Energy Outlook, Report #: DOE/EIA-0554(2010), Release date: April 9, 2010. EPA. (2012). Study of the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. Progress Report. EPA. 601/R-12/011/ December 2012 www.epa.gov/hfstudy. EPA. (2011). Plan to Study the Potential Impacts of Hydraulic Fracturing on Drinking Water Resources. EPA. EZ (2010) Delfstoffen en aardwarmte in Nederland. Jaarverslag 2009. Ministerie van Economische zaken. Fisher, K. and Warpinski, N (2013). Hydraulic-Fracture-Height Growth: Real Data, 1–12. Hale, B., & Cobb, W. (2010). Barnett Shale: A Resource Play-Locally Random and Regionally Complex. Halliburton, E. P. (2011). Notional Field Development Final Report (Definitive. Vol. 1, pp. 1–239). The Hague: EBN (Energie beheer Nederland).


Harrison, S. S. 1983. Evaluating system for ground-water contamination hazards due to gas-well drilling on the glaciated Appalachian Plateau. Ground Water 21 (6): 689700. Harrison, S. S. 1985. Contamination of aquifers by overpressurizing the annulus of oil and gas wells. Ground Water 23(7): 317-324 Jackson, R. B., Osborn, S. G., Vengosh, A., & Warner, N. R. (2011). Reply to Davies: Hydraulic fracturing remains a possible mechanism for observed methane contamination of drinking water. PNAS, 108(43), E872. doi:10.1073/pnas.1113768108 Jager, J. de, Geluk M. C. (2008) Petroleum Geology, In Geology of the Netherlands. Wong The. E., Batjes, D.A.J. & Jager, J. de (Eds). Royal Academy of Arts and Sciences, 2007, 241-264. Janzen, M. R. (2012). Hydraulic Fracturing in the Dutch Posidonia Shale (No. AES/PE/12-43) (pp. 1–146). TU Delft. Kalantarli, A. E. (2011). Numerical modeling of well performance in shale gas reservoirs: The impact of fracture spacing on production of adsorbed gas (No. AES/PE/11-38) (pp. 1–100). TU Delft. Kamp, H. (2013) Brief aan de Tweede Kamer ter begeleiding van het rapport van Witteveen en Bos, Arcadis en Fugro (zie WBAF, 2013). Internet link: http://www.rijksoverheid.nl/documenten-enpublicaties/kamerstukken/2013/08/26/brief-aan-de-tweede-kamer-schaliegasresultaten-onderzoek-en-verdere-voortgang.html Marcellus (2013) http://marcellusdrilling.com/2013/05/marcellus-shale-cuttings-tooradioactive-for-landfill-disposal/ KWR (2013) Evaluatie EZ schaliegasrapport. KWR, Nieuwegein, Sept. 2013, rapport nr 2013.078, 13pp. Auteurs: Niels Hartog en Gijsbert Cirkel, i.o.v. Brabant Water. Mason, J. (2012). Well production profiles to assess Fayetteville gas potential revisited. Oil & gas journal. Mason, J. E. (2011). Well Production Profiles for the Fayetteville Shale Gas Play. Oil & Gas Journal, April, 4. Myers, T. (2012). Potential Contaminant Pathways from Hydraulically Fractured Shale to Aquifers. Ground Water, 50(6), 872–882. doi:10.1111/j.17456584.2012.00933.x Myers, T. 2012a. Author’s Reply. Ground Water, 50 (6): 828-830. New York State (2009) Supplemental generic environmental impact statement on the oil, gas and solution mining regulatory program. by the New York State Department of Environmental Conservation Division of Mineral Resources. Osborn, S. G., Vengosh, A., Warner, N. R., & Jackson, R. B. (2011). Methane contamination of drinking water accompanying gas-well drilling and hydraulic fracturing. proceedings of the National Academy of Sciences, 108(20), 8172–8176. doi:10.1073/pnas.1100682108/-/DCSupplemental/pnas.1100682108_SI.pdf Vitens (2013) Positierapport SchaliegasVitens. Sept. 2013. Schaliegas, beheersing risico’s voor ons grondwater 81

Polder, P., Huissteden van, K., & Atsma, W. J. (2013, September 10). Review rapport Witteveen+Bos “Aanvullend onderzoek naar mogelijke risico’s en gevolgen van de opsporing en winning van schalie- en steenkoolgas in Nederland.” www.schaliegasvrij.nl (opgehaald 10 sept. 2013) Robinson, R. (2005). Colorado State Office Abandoned Mine Land Workplan Period: FY2007 – FY2013. Lakewood: Bureau of Land Management, Colorado. Royal Haskoning (2011) Schaliegas in Nederland. Op basis van het Shale Gas Report voor The House of Commons. Sept 2011. In opdracht van Cuadrilla Resources BV. Proj. nr. 9W8320.01. Salomons, W. (1996). Environmental impact of metals derived from mining activities: processes, predictions, prevention, 33(1), 41A–41A. Wood, R., Gilbert, P., Sharmina, M., Anderson, K., Footitt, A., Glynn, S., & Nicholls, F. (2011). Shale gas: a provisional assessment of climate change and environmental impacts. Tyndall Center, University of Manchester, Manchester, England. Energy, UDO. (2011). World Shale Gas Resources:An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, 1–365. Warner, N. R., Jackson, R. B., Darrah, T. H., Osborn, S. G., Down, A., Zhao, K., White, A. and Vengosh, A. 2012. Geochemical evidence for possible natural migration of marcellus formation brine to shallow aquifers in Pennsylvania. PNAS 109(30) 11961-11966. Witteveen en Bos, Arcadis, Fugro (2013) Aanvullend onderzoek naar de mogelijke risico's en gevolgen van de opsporing en winning van schalie- en steenkoolgas in Nederland. Eindrapport onderzoeksvragen A en B. Bijlagen rapporten. Zijp, M. en Bergen, F. van (2012) Schaliegas in Nederland, potenties en risico's. Geografie, KNAG Vol. 21, No. 3, Maart 2012, 6-9. http://www.geografie.nl/fileadmin/geografie/Geografie_PDF/1203_maart/120201_zij p_schaliegasweb.pdf Zijp, M. (2012). Schaliegas in Nederland. Gea, (2), 52–56. http://www.tno.nl/downloads/Zijp_TNO_Gea2012_juni_Schaliegas.pdf


Schaliegas, beheersing van de risico s voor ons grondwater

Recommend Documents